Способ разработки нефтяной залежи

ОС ЕДО И ИВТОРСК идетельс на пласт, П ние Г в пр на каждый межскважин достижения ОЮЗ СОВЕТСКИХОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ РЕСПУБЛИ СТВЕННОЕ ПАТЕНТНОЕВО СССР (ГОСПАТЕНТ СССР( 1) Научно-производственное объединение поимизации технологических процессов в нефтяой промышленности( 6) Авторское свидетельство СССР М 925147,Е 21 В 43/20, 1983.Авторское свидетельство СССР й 1314760,Е 21 В 43/22, 1988.( 4) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕИ 7) Изобретение относится к нефтедобывающей омышленности. Цель - повышение точности деления нефтенасыщенных зон за счет уточния имитационной системы (ИС). Способ ючает создание ИС на основе идентификации дропроводности (Г) пласта и фазовых прониаемостей для нефти и воды определение пожения зон с различной текущей нефтенасыенностью и выбор мероприятий по воздействию в) (11) 1839044 Оз Я 1) 6 Е 21 В 43 26 ри создании ИС учитывают изменецессе разработки залежи, причем Г момент времени в призабойных и ых зонах определяют из условия минимального значения функционала Х с(0."-сг) сй, при условиях 0= К (о - с ) +а,ГдУо рапд Р) = О,Р/г = Р, Р/ = Р, с( =,Ггка - бГ б,в дРг гк зк к дп квгде ц, ц - фактические и вычисленные дебитык кжидкости; ст, - коэффициент регупяризации; сг- весовая функция; сг - определенная по данным геофизических исследований скважин Г; о. - текущая Г; О - многосвязная область; сй элемент площади; Р - давление в области; О; Рг - давление на внешней границе; Р - забойноезкдавление; Г - внешняя граница области; Гк внутренняя граница (контур скважины). Э ип, табл.1839044 Продолжение табл.6 Таблица 7 Сопоставление расчетных и фактических дебитов жидкости М сква- Разбойное, Геофизи- Дебит жидкости МПа ческая или приемистостьскважины, м /с опытов жины гидропровод фа ский соба,способа,му способу50,9 0,418 29,6 0,340 1,3 1,9 28,9 ность, определения по гео- грэфиче- ским Вычисленный по пред- лагаемоОшибка Дебит Ошибка опыта жидкости опыта предла- или при- известгаемого емисто- ного споскважины, вы- численный по21 1839044 В скваРзабойное,Ошибка опытапредлагаемогоспособа,МПа ческая гидропровод- фа Вычисленный по пред- лагаемоский соба,ность, определения по гео- графическим данным мкм.м мПа. с скважины, вы- численный по му способу способу,м сут32,8 4 5 6 1,164 121 121,6 126,3 4,4 0,49 114 114,3 31,0 0,518 107 6,1 0,26 31.6 17,6 0,097 81,1 66,8 81,1 10.9 37,8 0,654 0,420 1,213 37,6 0,53 7.5 7 8 9 5,95 248,6 263,2 0.08 248,4 6,7 139,2 32,4 130,4 118,9 1,15 137,2 94,6 6,88 0,193 0,108 0,307 0,303 137,2 7,4 10 136,8 87,8 49,6 22,3 8,4 0,36 0,35 137,3 287,6 162,8 10,0 12 13 288,6 14,6 245,5 214,3 0,05 30,0 214,3 83 38,8 230,9 124,9 1,09 228,4 9,5 0,377 0,116 0,073 0,960 14 15 16 96,7 4,1 0,56 8,04 124,2 94,1 1,0 17,01 0,65 9,2 16,9 22,0 285,7 235,1 0,43 234,1 27,7 69,0 39,5 98,2 2,2 0,238 0,264 0,560 0,635 0,687 0,534 0,194 1,617 1,3 1,4 9,5 18 19 20 21 22 23 24 25 42,8 70,9 70,8 0,14 10,0 0,6 32,9 1,2 8,4 32,5 8,6 84,5 0,18 55,5 7,1 55,4 67,4 200 119,6 0,08 29,6 119,556,3118,3246 76,7 13,1 56,5 0,35 29,2 9,2 107,4 118,3 246,7 29,0 15,5 207,8 0,28 28,9 пытов жины 5942 5943 5944 5981 5980 5983 8000 8001 8002 8003 8038 8037 8036 8035 8039 8040 8041 80428069 8070 8073 8074 Геофизи- Дебит жидкости или приемистостьскважины, мз/с Продолжение табл. 7 Дебит Ошибка жидкости Оп ыта или при- извест- ЕМИСТО НОГО СПО= ХС И НЕФТЯНОЫ ионн кации фактичес кидкости вычисл ых ипредо не т воды,азлич. гу и нойвыбопавын"сы)щенн о ци с цельюнафтеделения чет водн ость, геофизиче н, мкм м ая гидр ел х П сслед1дност уточнения тационнуюизмененияразоабот пр с ге четомроцессеропров бласт нос 1 ь на заоойных)ент площади;ение в области Д, мПа; ление на внешней границе каждь ивпри х опред инималь м е,я)от иного за в мПа,зкЧЕ)) - г ("-чК 11 условиях т н ялс) Р 2 обозначены нагнетальные скважи мула изобрете ОСОБ РАЗ РАБОТ(И,включа)оший сой системы на осгидроп роводностироницаемостей дляленив положениягекущей нефтенасотличаюгцийся темения точности вьенных зон зацион ной системы,создают сроводности в иежи, причем гидй момент временскважинных зоная достижения мфункционала,зданле лмитаове идентифи. 1 )ласта и фазогде ц, цельные дебиты а - коэффициес - весовая фгидропрпо даннымваний скваж о - теку щ гмкм м/мПа, О - многосвяз Ой " зле Продолжение табл.7% кваква 804 квачпна 8 С 4 шняя гр- скаалича 807 - скважина ГСо- многосвязная область- внутренкяя граница облас(6) 50 55 Изобретение относится к способам разработки нефтяных залежей с неоднородными пластами-коллекторами при эаводнениии может быть использовано в нефтедобывающей промышленности,Цель изобретения - повышение точности выделения нефтенасыщенных зон засчет уточнения имитационной системы.Поставленная цель достигается тем, чтов способе разработки нефтяной залежи,включающем создание имитационной системы на основе идентификации гидропроводности пласта и фазовыхпроницаемостей для нефти и воды, определения положения эон с различной текущейнефтенасыщенностью и выбор мероприятий по воздействию на пласт, имитационную систему создают с учетом изменениягидропроводности в процессе разработкизалежи, причем гидропроводность на каждый момент времени в призабойных и межскважинных зонах определяют из условиядостижения минимального значения функционала: н г г1(о.) = Е Ч ф-ц +ад с о"-о аа(1) к= где цф - фактические дебиты жидкости (это дебиты, замеренные на скважине. Берутся иэ эксплуатационных карточек);ц - вычисленные дебиты жидкости (это дебиты, которые вычисляются по математической модели);а - коэффициент регуляризации;с - весовая функция (вобласти 0 и на границе области С=1, во внешнем контуре области О С=0,00001);о - гидроп роводность, определенная по данным геофизических исследований скважин;а- текущая гидропроводность;0 - многосвязная область (область, которой покрывает месторождение, см. фиг.1);б Й - элемент площади;Р - давление в области О (определяется в ходе решения задачи);Рг - давление на внешней границе(значение которого берется из карточек исследований); Рз,к, - забойное давление (берется изтехнической документации);Г - внешняя граница области, которойпокрывается залежь;5 Гк - внутренняя граница (контур скважины). Сущность способа заключается в том,что зоны недостаточной выработанности 10 определяют с помощью математической модели (имитационной системы), отражающей движение в пластах горных пород нефти, воды и вытесняющего агента. Математическая модель строится на основе идентифи кации гидропроводности, определенной спомощью геофизических исследований скважин, и поданным замеров дебитов жидкости скважин и фазовых проницаемостей для нефти и воды. Причем гидропровод ность на каждый момент времени в призабойных и межскважинных зонах определяют из условия достижения минимального значения функционала по уравнению 1. Это существенно повышает 25 точность выделения нефтенасыщенных зон. П ри предположении многосвязностиобласти построения имитационной системы (модели) основывается на уравнениях 30 двухфазной стационарной фильтрации в форме: - ф о - + -о - =О; д дР д дР дБ (5) 35 -оф Г - + - ф оф Г - =п 1 ф Н ф - ;дх дх ду ду д 1 где х и у - координаты плоскости напластования;т - время, сут.;гп - пористость, доля единиц;К - абсолютная проницаемость, мкм;2,р - динамическая вязкость, мПа с;мкм ми- гидропроводность,МПа С1 - доля воды в потоке, доля единиц;Р - давление, мПа;Н - толщина пласта, м;3 - водонасыщенность, доля единиц,индекс 1 относится к воде или водному раствору химреагента, индекс 2 - к нефти.где- функционал Лагранжа;Ч - множитель Лагранжа.В оптимальной точке д .=О. Отсюда пол учаются условия, накладываемые на сопряженную функцию Ч, и условие оптимальности. Выражение (13) является градиентомминимизируемого функционала,Для нахождения минимума функционала уклонения(7) используется градиентныйметод (метод наискорейшего спуска), т.е.строится итерационный процесс:Таким образом, гидропроводность вос анавливается во всех точках сеточной обасти, которой покрывается залежь, Поычисленным значениям гидропроводности 40роизводится расчет нефтенасыщенности, лежи,С использованием приведенной имитаионной системы воспроизводится процессаэработки залежи, Производится выдача 45а печать ЭВМ-карт гидропроводности, тещей и конечной нефтенасыщенности, поторым выделяют зоны, имеющие низкий,хват заводнением.Способ иллюстрируется следующими 50римерами.П р и м е р 1. Рассмотрим применениередлагаемого способа разработки на приере моделей, имитирующих реальные условия участка пласта до Березовской 55лощади Ромашкинского месторождения,,часток включает 29 скважин; 18 нагнетат льных и 11 добывающих. В плане участокредставляет прямоугольник размером е К - абсолютная Н - толщина пл рв - динамичется по методике, о Значения Ки Н офизических иссл ГД Для идентификации параметра о исольэует метод минимизации функционала клоненияв г г 1(о) =с -ч +аХХ с о"-о сй( ) к (7)е сф, ц - фактические и вычисленныевебиты жидкости, м /сут;а - коэффициент регуляризации;о" - гидропроводность, определенная о данным геофизических исследований кважин;ст - текущая гидропроводность;с - весовая функция;О - многосвязная область;б И - элемент площади,Текущая гидропроводность ст минимиирует функционал (7), удовлетворяет уравению (5) с граничными и начальными словиями;Р/Р=Рг Р/г=Рз.,= Х о - сГн . дР (9)к Г дп кК Рещение сведено к безусловной миниизации функционала: К Х (и) 1=1 -т 7(о 7 Ч) =О; (11) Ч/Г; - 2(сф-ц), Ч/Г=О, (12) 3250 х 5750 м, Участок разрабатывается длительное время с помощью заводнения, Текущая обводнен ность продукции составляет 82 оь, Значения пластового давления на границе участка были сняты с карт изобэр(табл. 1 и табл, 2), а значения фактических дебитов и забойного давления взяты из технической документации, Приведенный радиус скважин брался г=0,15 м,Гидропроводность о определяется ирмуле: проницаемость,мкм;г, аста, м;ская вязкость, определяписанной в /3/ мПа с. определяются с помощью едований скважин.35 40 45 50 55 Для проведения численных расчетов участок покрыли квадратной сеткой с шагом им. Количество узлов по оси Х составляло 28, а по оси У - 48,Программа реализации предложенного способа написана на языке Фортран Ч, а вычисления производились на ЭВМ ЕС. Для наглядной иллюстрации брался из опытного участка квадрат со стороной 1250 м (фиг. 1), Квадрат покрывался сеткой пу=пх=125 м, Количество узлов по осям равно 11. На участке работают четыре скважины: 8041, 8042, 8069, 8070.Коэффициент регуляризации определяется следующим образом. Проводят расчеты с несколькими значениями коэффициента регуляризации, составляющими геометрическую прогрессию, например 10; 1; 0,1; 0,01.(см, табл. 3),Из табл. 3 видно, что при коэффициенте регуляриэации равной 0,1 - 10 имеются большие расхождения между вычисленными и фактическими дебитами, т.е. высокая относительная погрешность, Наиболее приемлемые результаты по относительной погрешности (всего 0,570 ) получаются при коэффициенте регуляризации а =0,01. Хотя при коэффициенте регуляризации а =0,001 относительная погрешность составляет 0%, применение нежелательно из-за большого числа итераций - 703 против 213 при а =0,01, Таким образом, в расчетах применяем коэффициент регуляризации равной 0,01.Исходные данные для расчета гидропроводности приведены в табл. 4 и 5.Задается произвольное значение гидропроводности и с помощью специальной программы решается численно уравнение (2) с граничными условиями (3), Далее способ осуществляется в следующей последовательности:1, Вычисляется дебит жидкости по формуле (4) и оценивается функционал Ц О) по уравнению; 1(0) = ) ц -ц +аП с о -о дй к х оЕсли выполняются условия оценки функционала 0(" )-1 ф)0,1, то выходим иэ итерационного процесса вычисления сг, Если не соблюдается данное неравенство, то переходим к пункту (2).2. Решается уравнение (11) с условиями (12) и (13).3, Вычисляется градиент функционала (13),5 10 15 20 25 304. Определяется шаг градиентного метода наискорейшего спуска т" по формуле (14).5. Вычисляется гидропроводность на следующей итерации.(о)д )0,1, то выходим из итерационного процесса.В противном случае вновь задается значение гидропроводности, решается уравнение(2) с граничными условиями (3). Далее выполняется пункт(1).Таким образом, гидропроводность восстанавливается во всех точках сеточной области, которой покрывается залежь. В табл.6 и фиг. 2 приведены результаты определения текущей гидропроводности в призабойных и межскважинных зонах скважин 8041, 8042, 8069 и 8070.Пример 2,Для сравнения эффективности предлагаемого способа со способом по прототипу, проведены расчеты определения гидропроводности по способу-прототипу. Способ осуществляли аналогично примеру 1, за исключением того, что гидропроводность определяли из условия достижения минимального значения функционала: н г(16) Результаты приведены в табл. 6 и фиг.3. Как видно из табл, 6, фиг. 2 и фиг. 3, значения гидропроводности, полученные по предлагаемому способу и способу-прототипу практически совпадают в районе расположения скважины и очень сильно отличаются в межскважинном пространстве, Такое отличие объясняется с одной стороны высокой точностью предлагаемого способа, а с другой стороны - большой ошибкой опыта по способу-прототипу, Для определения ошибки опыта, были построены карты гидропроводности рассматриваемого участка по предлагаемому способу и способу-прототипу, по которым рассчитаны дебиты жидкости добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин. Путем сравнения фактического и вычисленного дебита жидкости и приемистости скважин по обеим способам была определена ошибка опыта каждого способа. Результаты представлены в табл. 7.Из приведенных данных видно, что ошибка опыта в предлагаемом способе со1839044 10 тавляет до 1,2, тогда как в способе-проотипе 1,8-98. Это означает, что с поощью предлагаемого способа по равнению со способом прототипом, более очно определяется положение неоднородых зон. Предлагаемый способ позволяет более очно (ошибка опыта уменьшается с 1,8- 87 ь до 1,2) определить зоны с низким 10 Таблица 1 Р щ МПА В алов по оси У Р 1, МПА 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 20,2 20,4 20,5 19,0 18,0 1 7,0 16,5 16,0 15,5 15,0 14,5 1 4,0 13,8 13,6 13,5 13,4 13,3 13,2 13,1 13,2 13,4 13,6 13,8 14,0 13,8 13,6 13,4 13,3 13,2 13,1 13.0 13,5 14,0 14,5 15,015,5 16,0 16,3 16,6 16,9 17,2 17,6 18,0 18,5 охватом заводнением и управлять процессом разработки нефтяной залежи на поздних стадиях. Имитационная система дает возможность учесть фактическое размещение добывающих и нагнетательных скважин по площади залежи, изменение системы разработки в процессе эксплуатации, технологическое ограничение закачки, форсированный отбор жидкости, отключение высокообводненных скважин. 24,5 25,5 26,5 27,5 26,2 25,0 24,0 23,0 22,0 21,0 20,0 19,0 18,0 18,0 20,2 21,5 23,0 24,5 26,0 24,0 22,0 20,0 18,0 16,0 14,1 1 3,9 13,8 13,7 13,6 13,5 13,4 14,0 15,0 16,5 18,0 20,0 20,2 20,4 20,6 20,8 21,0 21,2 21,4 21,620,2 19,0 20,1 19,4 20,0 19,8 19,8 19,6 20,2 20,6 21,0 19,5 19,0 21,1 21,2 19,3 2.1,5 19,2 21,7 19,1 19,0 21,1 22,5 19,2 19,4 23,0 19,7 22,5 20,0 22,0 20,1 20,2 20,3 20,4 21,5 21,020,9 20,8 20,5 21,0 20,7 20,6 21,5 20,5 22,0 20,4 20,3 23,0 20,2 23,5 20,1 24,0 20,5 24,5 21,0 М злов по оси У 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 Р 1,МПА Таблица 2 Р 4 в, МПАблица М скважин Коо инат Рзабойное,Фактический ропровод сть, опред ленная по ебит жид сти,м /с иэич ским данны мкм м 8041 8042 8070 8069 2,5,3 14,115 13,893 15,35 17,82 18,80 13,900 14,658 14,658 П ание уи, Рхи Р,и - давления на границе рассматриваемого квадрата.15 1839044 16 Табл ица 6 Значения гидропроводности в узлах сетки по предлагаемому способу и способу-прототипу 1 Ф узлов по осям координат Гидропроводность, мкм м мПасПримечания по прототипу по предлагаемом способ4 4 4 4 0,010 0,017 0,027 0,042 0,136 0,135 0,083 0,038 место нахожде- ния скважины 8041 0,083 0,343 0,778 0,580 0,286 6 7 8 9 10 0,07 0,111 альф 0,0079 0,296 место нахождения скважины 8042 0,682 0,613 0,319 0,059 0,354 0,029 0,044 0,059 11 2 3 4 место нахождения скважины 8070 4 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 10 10 10 10 10 10 10 10 10 5 6 7 8 ,9 10 11 2 3 4 5 6 7 8 0,068 0,075 0,083 0,095 0,113 0,141 0,177 0,029 0,043 0,055 0,064 0,069 0,075 0,082 0,319 0,515 0,507 0,428 0,355 0,483 0,582 0,614 0,457 0,309 0,460 0,599 0,590 0 32117 1839044 18 Продолжение табл.6 М узлов по осям координат Примечания Гидропроводность,мкм м мПаспо прототипу 10 0,097 0,095 8069 10 11 4 0,358 0,581 0,133 0,120 0,154 0,031 0,1070,0830,028 0,027 0,108 0,133 0,252 0,031 0,037 0,046 0,235 0,059 0,054 0,059 8070 10 11 2 3 0,309 0,055 0,604 0,049 0,129 0,078 0,038 0,052 0,045 0,042 8041 0,088 0,131 0,0460,0530,060 0,223 0,316 0,319 0,46 0,60 0,995 0,792 0,580 0,775 0,994 0,899 0,690 0,355 10 10 2 3 4 5 6 7 8 9 5 6 7 8 9 10 11 2 3 5 5 5 5 5 5 9 9 9 9 9 9 9 9 0,066 0,068 0,064 0,057 0,249 0,240 0,227 0,207 0,183 0,158 0,134 0,113 место нахождения скважины место нахождения скважины