Способ регулирования разработки нефтяных месторождений
METHOD OF REGULATING THE DEVELOPMENT OF OIL FIELDS

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам регулирования разработки нефтяной залежи, и может быть использовано для автоматизированного подбора режимов работы действующего фонда нагнетательных и добывающих скважин системы заводнения нефтяного месторождения.
Известен способ регулирования нефтяной залежи (патент RU № 2521245, МПК Е21В 43/20, опубл. 27.06.2014 г., Бюл. № 18), включающий выделение участка месторождения с гидродинамически связанными скважинами, отбор продукции из добывающих скважин с анализом по дебиту, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины с определением контуров взаимовлияния скважин и корректировкой дебитов добывающих скважин. Согласно изобретению анализ по дебитам добывающих скважин и закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины проводят на основе выявленных взаимосвязей с соответствующими добывающими скважинами по их суммарному дебиту при реальной эксплуатации на выделенных участках с использованием исторических баз данных и текущих данных за время проведения оптимизационных работ с шагом 1-3 мес. Регулировкой дебитов из добывающих скважин производят изменение объемов и перераспределение закачки в нагнетательные скважины с учетом взаимовлияния соответствующих добывающих и нагнетательных скважин. При этом суммарный объем закачки изменяют не более чем на 10%. Остаточные запасы вырабатывают с использованием действующего фонда скважин с увеличением суммарного дебита добывающих скважин при снижении обводненности продукции или поддержании ее на текущем уровне.
Недостатками способа являются:
- отсутствие заключения о допустимом отклонении годовой добычи от проектного годового уровня добычи по месторождению;
- анализ проводится за время оптимизационных работ с шагом 1-3 мес, что не отражает работу скважин за весь отчетный год после оптимизационных работ.
Известен способ регулирования нефтяной залежи (патент RU № 2528185, МПК Е21В 43/20, опубл. 10.09.2014 г., Бюл. № 25), включающий выделение участка месторождения с гидродинамически связанными скважинами, отбор продукции из добывающих скважин с анализом по дебиту, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины с определением контуров взаимовлияния скважин и корректировкой дебитов добывающих скважин. Согласно изобретению, анализ по дебитам добывающих скважин и закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины проводят на основе выявленных взаимосвязей нагнетательных скважин с соответствующими добывающими скважинами по их суммарному дебиту при реальной эксплуатации на выделенных участках с использованием исторических баз данных от года до 20 лет с шагом 1-3 мес и текущих данных за время проведения оптимизационных работ. Регулировку дебитов из добывающих скважин производят изменением объемов и перераспределением закачки в нагнетательные скважины с учетом взаимовлияния соответствующих добывающих и нагнетательных скважин. При этом суммарный объем закачки изменяют не более чем на 10 %. Регулирование режимов отбора из добывающих скважин включает повышение отбора продукции из скважин с сохраняющейся или незначительно повышающейся обводненностью и снижение отбора вплоть до полного отключения из скважин с быстро обводняющейся продукцией. При этом остаточные запасы вырабатывают с использованием действующего фонда скважин с увеличением суммарного дебита и снижением общей обводненности продукции, а потоки движения жидкости перераспределяют до выработки остаточных запасов нефти.
Недостатками способа являются:
- отсутствие заключения о допустимом отклонении годовой добычи от проектного годового уровня добычи по месторождению;
- более длительный период анализа до 20 лет, при котором возможны изменения существующих условий разработки;
- сопоставление исторических баз данных проводится с текущими данными за время проведения оптимизационных работ, которой не включает историю работы скважин за весь текущий год.
Технической задачей изобретения является эффективное регулирование дебитов добывающих скважин за счет перераспределения закачки в нагнетательные скважины с учетом допустимых отклонений годовой добычи нефти от принятых проектных уровней по месторождению.
Техническая задача решается способом регулирования разработки нефтяных месторождений, включающим выделение участка месторождения с гидродинамически связанными скважинами, отбор продукции из добывающих скважин с анализом по дебиту, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины с определением контуров взаимовлияния скважин и корректировкой дебитов добывающих скважин.
Новым является то, что анализ по дебиту добывающих скважин и закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины проводят на основе выявленных взаимосвязей с соответствующими добывающими скважинами по их годовой добыче и времени эксплуатации на месторождении с использованием исторических помесячных баз добычи и времени работы скважин за последние пять лет и фактических показателей за текущий год, определяют допустимые отклонения годовой добычи нефти по месторождению в зависимости от проектного годового уровня добычи нефти по месторождению, затем регулируют дебиты добывающих скважин, время работы скважин и производят изменение объемов и перераспределение закачки в нагнетательные скважины до достижения допустимых отклонений по проектной годовой добыче нефти по месторождению, при значении допустимых отклонений больше фактических значений регулируют дебиты добывающих скважин и время работы в сторону сокращения отбора, при значении допустимых отклонений меньше фактических значений регулируют режим работы скважин в сторону увеличения отбора из добывающих скважин.
Способ осуществляют следующим образом.
Выделяют участок месторождения с гидродинамически связанными скважинами, проводят отбор продукции из добывающих скважин с анализом по дебиту, затем закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины с определением контуров взаимовлияния скважин и корректировкой дебитов добывающих скважин.
Анализ по дебитам добывающих скважин и закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины проводят на основе выявленных взаимосвязей с соответствующими добывающими скважинами по их годовой добыче и времени эксплуатации на месторождении с использованием исторических помесячных баз добычи и времени работы скважин за последние пять лет и фактических показателей за текущий год, определяют допустимые отклонения годовой добычи нефти по месторождению в соответствии с таблицей 1.
Таблица 1
Проектный годовой уровень добычи нефти по месторождению, млн.т
Допустимое отклонение годовой добычи, %
до 0,01 (включительно)
устанавливают в соответствии с фактически достигнутым уровнем
более 0,01 до 0,025 (включительно)
50,0
более 0,025 до 0,05 (включительно)
40,0
более 0,05 до 0,10 (включительно)
30,0
Продолжение таблицы 1
более 0,10 до 1,0 (включительно)
25,0
более 1,0 до 5,0 (включительно)
20,0
более 5,0 до 10,0 (включительно)
15,0
более 10,0 до 15,0 (включительно)
12,0
более 15,0 до 20,0 (включительно)
10,0
более 20,0 до 25,0 (включительно)
8,5
более 25,0
7,5
Затем регулируют дебиты добывающих скважин, время работы скважин и производят изменение объемов и перераспределение закачки в нагнетательные скважины до достижения допустимых отклонений по проектной годовой добычи нефти по месторождению, при значении допустимых отклонений больше фактических значений регулируют дебиты добывающих скважин и время работы в сторону сокращения отбора, при значении допустимых отклонений меньше фактических значений регулируют режим работы скважин в сторону увеличения отбора из добывающих скважин.
Пример конкретного выполнения способа.
3
3
На рассматриваемом месторождении выделяют участки залежи со скважинами гидродинамически связанными между собой. Проводят отбор продукции из 20 добывающих скважин, затем закачку вытесняющего агента в 7 нагнетательных скважин с объемом закачки 10300 м в месяц. Для увеличения суммарного дебита нефти по 20 скважинам (фактический дебит 93 т/сут) и поддержания обводненности до 77 % проведен мониторинг взаимовлияния скважин за 5 лет помесячно. В результате полученного анализа проводим регулировку дебитов из добывающих скважин, увеличивая до 95,7 т/сут за счет изменения объемов и перераспределением закачки в нагнетательные скважины с учетом взаимовлияния соответствующих добывающих и нагнетательных скважин, причем суммарный объем закачки изменяют не более чем на 15 %, т.е. до 11800 м в месяц.
На рассматриваемом месторождении выделяем 4 участка скважин по обводненности с добычей нефти 135,0 тыс. тонн в год при допустимом 127,4 тыс. тонн и проектной добыче 98 тыс. тонн. Отбор продукции ведем из 49 добывающих скважин. По каждому участку рассчитываем сценарии отклонений.
По 4 участкам анализируем время работы скважин для сокращения добычи до допустимого значения. Выбираем 22 скважины с обводненностью более 90 % и сокращаем время работы каждой скважины на 1,2 сут. Выбираем 9 скважин с обводненностью 50-90 % и сокращаем время работы каждой скважины на 3,5 сут. Выбираем 13 скважин с обводненностью 2-20 % и сокращаем работу каждой скважины на 2 часа.
Способ регулирования разработки нефтяных месторождений позволяет эффективно регулировать дебиты добывающих скважин за счет перераспределения закачки в нагнетательные скважины с учетом допустимых отклонений годовой добычи нефти от принятых проектных уровней по месторождению.