Способ определения оптимального периода отработки на нефть нагнетательных скважин для низкопроницаемых коллекторов
METHOD FOR DETERMINATION OF OPTIMUM PERIOD OF OIL WELL INJECTION WELLS FOR LOW-PERMEABILITY RESERVOIRS

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения экономической эффективности разработки низкопроницаемых пластов.
Известен способ разработки нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором [RU 2379491 С2, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.01.2010], согласно которому, в первую очередь, сооружаются нагнетательные скважины для опережающей закачки воды (в течение 1-3 месяцев) после отработки на нефть (не более 7 суток).
Недостатки такого способа состоят в следующем. Способ применим для определенной системы разработки: однорядная система разработки с горизонтальными добывающими и нагнетательными скважинами. Изменчивость распространения коллекторов влечет за собой чрезмерные геологические риски при опережающем бурении нагнетательных скважин: слабая или отсутствующая гидродинамическая связь между добывающими и нагнетательными скважинами делает опережающую закачку воды неэффективной. Не предполагается учет влияния локальной геологической обстановки каждого отдельно взятого элемента разработки, непосредственно характеризующего эффективность системы поддержания пластового давления (ППД).
Наиболее близким к заявляемому техническому решению является способ определения оптимального периода отработки нагнетательных скважин на нефть с помощью многовариантных расчетов на трехмерных гидродинамических моделях с прямым поочередным перебором различных комбинаций периодов отработки нагнетательных скважин на нефть. Одна из последних работ, в которых упоминалось применение такого способа - «Повышение эффективности площадных систем заводнения низкопроницаемых пластов Западной Сибири», автор Шупик Н.В., диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, 2017 год.
Прямой перебор вариантов является низкоэффективным в условиях постоянных оперативных изменений при бурении проектного фонда скважин, однако выступал в качестве эталона для оценки эффективности предлагаемого в данной работе способа.
Технической проблемой, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является минимизация потерь добычи нефти при переводе нагнетательных скважин под закачку при разработке низкопроницаемых коллекторов с системой ППД.
Техническим решением данной проблемы является максимизация ранней добычи нефти в низкопроницаемых продуктивных пластах посредством своевременного перевода нагнетательных скважин под закачку.
Технический результат изобретения заключается в оценке оптимального периода отработки на нефть индивидуально для каждой нагнетательной скважины.
Указанный технический результат достигается за счет оценки изменения интенсивности реакции нагнетательной скважины от ввода скважин окружения. Оценка выполняется для каждой нагнетательной скважины на каждый временной шаг рассматриваемого периода путем расчета первой производной по времени от отношения нормированного дебита нефти нагнетательных скважин при действующих добывающих скважинах окружения к нормированному дебиту нефти нагнетательных скважин при неработающих добывающих скважинах окружения. Оптимальный срок отработки нагнетательной скважины на нефть соответствует минимальному значению описанной выше производной. Достоинствами способа являются:
Не противоречит и сочетается с сопутствующими физическими процессами, которые учитываются при расчетах дебитов, такие как влияние растворенного газа, изменение проницаемости от насыщенности и другие.
Повышение производительности по сравнению с традиционными способами за счет меньшего количества итераций расчетов.
Область применения способа не зависит от выбранной системы разработки с поддержанием пластового давления. Предложенное техническое решение иллюстрируется фигурами.
На фиг. 1 представлена схема осуществления способа.
На фиг. 2 представлен пример взаимного расположения нагнетательных и добывающих скважин.
На фиг. 3 представлен пример оценки оптимального периода отработки нагнетательной скважины 19.
Суть подхода заключается в определении оптимального периода отработки на нефть индивидуально для каждой нагнетательной скважины. Способ определения предполагает зависимость эффективности закачки конкретной рассматриваемой скважины от интерференции, которая определяется посредством оценки изменения дебита нагнетательной скважины, находящейся в отработке на нефть, от ввода в добычу скважин окружения.
Способ осуществляют следующим образом.
Поэтапно выполняют работы согласно приведенной схеме на фиг. 1.
1. Выбор элементов разработки (заводнения).
Выбирают произвольное количество элементов разработки, для которых планируется перевод нагнетательных скважин под закачку. Пример взаимного расположения нагнетательных и добывающих скважин представлен на фиг. 2: 1-3, 5, 7, 10, 12-13, 16, 18, 20-21, 23, 25 - добывающие скважины, 4, 6, 8-9, 11, 14-15, 17, 19, 22, 24, 26-27 - нагнетательные скважины. Данные элементы заводнения полностью или частично могут состоять как из уже пробуренных, так и проектных скважин.
2. Расчет сценариев.
Выполняют прогнозные расчеты двух сценариев:
А. Все скважины (добывающие и нагнетательные по проектному назначению) запускаются в добычу без перевода нагнетательных скважин под закачку;
Б. Нагнетательные скважины (Фиг. 2: 4, 6, 8-9, 11, 14-15, 17, 19, 22, 24, 26-27) запускаются в добычу без перевода под закачку, добывающие скважины (Фиг. 2: 1-3, 5, 7, 10, 12-13, 16, 18, 20-21, 23, 25) остаются в бездействии.
Срок прогнозного периода выбирается произвольно на усмотрение пользователя. Однако, в случае если период прогноза слишком короткий, пользователь может не достигнуть необходимой разницы в расчетах для дальнейшей оценки.
3. Оценка реакции нагнетательных скважин на ввод добывающих.
Для каждой нагнетательной скважины рассчитывается нормированный дебит нефти в сценариях А и Б на каждый временной шаг прогнозного периода.
где  - нормированный дебит нефти нагнетательной скважины в сценарии А на k-ом временном шаге, д. ед.;
A k
q - дебит нефти нагнетательной скважины в сценарии А на k-ом временном шаге, т/сут;
A 0
q - начальный дебит нефти нагнетательной скважины в сценарии А, т/сут;
где  - нормированный дебит нефти нагнетательной скважины в сценарии Б на k-ом временном шаге, д. ед.;
Б k
q - дебит нефти нагнетательной скважины в сценарии Б на k-ом временном шаге, т/сут;
Б 0
q - начальный дебит нефти нагнетательной скважины в сценарии Б, т/сут;
Далее выполняется оценка отношения нормированного дебита нефти нагнетательной скважины в сценарии А к нормированному дебиту нефти нагнетательной скважины в сценарии Б:
Затем выполняется оценка реакции работы нагнетательных скважин на ввод добывающих с помощью первой производной по времени от отношения i:
4. Оценка оптимального срока отработки нагнетательной скважины.
Определяется оптимальный период отработки нагнетательной скважины, соответствующий минимальному значению i'. На фиг. 3 изображен пример оценки оптимального периода отработки нагнетательной скважины: 1 - нормированный дебит нефти нагнетательной скважины в сценарии А; 2 - нормированный дебит нефти нагнетательной скважины в сценарии Б; 3 - отношение нормированного дебита нефти нагнетательной скважины в сценарии А к нормированному дебиту нефти нагнетательной скважины в сценарии Б; 4 - первая производная по времени от отношения нормированного дебита нефти нагнетательной скважины в сценарии А к нормированному дебиту нефти нагнетательной скважины в сценарии Б; 5 - минимальное значение первой производной по времени от отношения нормированного дебита нефти реагирующей скважины в сценарии А к нормированному дебиту нефти реагирующей скважины в сценарии Б.
Анализ изобретательского уровня показал следующее: из источников патентной документации и научно-технической литературы не выявлены технические решения, имеющие в своей основе признаки, совпадающие с признаками заявляемого технического решения, обеспечивающими достигаемый технический результат.
Пример реализации предлагаемого способа и оценка эффективности.
Пример анализируемого участка представлен на фиг. 2: 1-3, 5, 7, 10, 12-13, 16, 18, 20-21, 23, 25 - добывающие скважины, 4, 6, 8-9, 11, 14-15, 17, 19, 22, 24, 26-27 -нагнетательные скважины.
На анализируемом участке (фиг. 2) с помощью 3D гидродинамического моделирования выполнены следующие сценарии расчетов:
Сценарий А. Все скважины (добывающие и нагнетательные по назначению) запускаются в добычу в соответствии с планируемой датой ввода без перевода нагнетательных скважин под закачку.
Сценарий Б. Нагнетательные скважины (Фиг. 2: 4, 6, 8-9, 11, 14-15, 17, 19, 22, 24, 26-27) запускаются в добычу в соответствии с планируемой датой ввода без перевода под закачку, добывающие скважины (Фиг. 2: 1-3, 5, 7, 10, 12-13, 16, 18, 20-21, 23, 25) остаются в бездействии.
Прогнозный период расчета составил 20 лет с шагом 1 месяц в обоих сценариях.
В сценариях А и Б для каждой нагнетательной скважины рассчитан нормированный дебит нефти по формулам 1 и 2. Затем для каждой нагнетательной скважины рассчитаны отношение нормированных дебитов нефти i по формуле 3 и первая производная по времени от отношения нормированных дебитов по формуле 4.
Например, для скважины 19:
A 0
- начальный дебит нефти в сценарии A q=15.25207, т/сут;
Б 0
- начальный дебит нефти в сценарии Б q=15.25207, т/сут;
A 26
- дебит нефти на 26-ой временной шаг в сценарии А q=7.6 1 023, т/сут;
Б 26
- дебит нефти на 26-ой временной шаг в сценарии Б q=11.07991, т/сут;
- нормированный дебит нефти на 26-ой временной шаг в сценарии А по
формуле (1):
- нормированный дебит нефти на 26-ой временной шаг в сценарии Б по
формуле (2):
- отношение нормированных дебитов нефти на 26-ой временной шаг по
формуле (3):
26
26
26
25
26
25
- первая производная по времени от отношения нормированных дебитов на 26-ой временной шаг по формуле (4): i'=d(i)/dt=(i-i)/(t-t)=(0.68685-0.71733)/(26-25)=-0.03048.
В таблице ниже приведены дебиты нефти, нормированные дебиты нефти в сценариях А и Б, отношение нормированных дебитов нефти и первая производная по времени от отношения нормированных дебитов скважины 19 на всех временных шагах расчета.
На фиг. 3 изображен пример оценки оптимального периода отработки нагнетательной скважины 19: 1 - нормированный дебит нефти нагнетательной скважины в сценарии А; 2 - нормированный дебит нефти нагнетательной скважины в сценарии Б; 3 - отношение нормированного дебита нефти нагнетательной скважины в сценарии А к нормированному дебиту нефти нагнетательной скважины в сценарии Б; 4 - первая производная по времени от отношения нормированного дебита нефти нагнетательной скважины в сценарии А к нормированному дебиту нефти нагнетательной скважины в сценарии Б; 5 - минимальное значение первой производной по времени от отношения нормированного дебита нефти реагирующей скважины в сценарии А к нормированному дебиту нефти реагирующей скважины в сценарии Б. Для нагнетательной скважины 19 минимальное значение первой производной по времени от отношения нормированных дебитов достигается на 26 временном шагу, следовательно, для нагнетательной скважины 19 оптимальный период отработки на нефть составит 26 временных шагов (в данном примере временной шаг - месяц).
Аналогичные вычисления нормированных дебитов нефти, отношения нормированных дебитов нефти и первой производной от отношения нормированных дебитов нефти выполнены для остальных нагнетательных скважин. Для каждой нагнетательной скважины оценен свой оптимальный период отработки (от 2 до 26 мес.). Прирост накопленной добычи нефти за 20 лет с применением предложенного способа относительно сценария с фиксированным сроком отработки нагнетательных скважин на нефть составил 2%.