Способ контроля разработки нефтеносного пласта многопластового месторождения

 

Изобретение относится к области контроля разработки многопластовых нефтяных месторождений. Цель изобретения - повышение эффективности контроля. Изменяют режим работы соседних с эксплуатационными изолированных и гидродинамически связанных с контролируемым пластом скважин. На устье эксплуатационных скважин, дренирующих весь продуктивный разрез месторождения, отбирают пробы добываемой жидкости до и после изменения режима работы возмущающих скважин. А отобранных пробах измеряют аддитивные физико-химические параметры и определяют долю пласта в совместной добыче с другими продуктивными пластами.

Изобретение относится к области контроля разработки многопластовых нефтяных месторождений. Целью изобретения является повышение эффективности контроля. Способ осуществляют следующим образом. Осуществляют отбор проб добываемых жидкостей на устье скважин, добывающих продукцию из всего продуктивного разреза месторождения, включая контролируемый пласт. После разделения жидкостей отобранных проб на водные и нефтяные фазы в нефтяных определяют аддитивные физико-химические свойства нефти-коэффициенты светоплоглощения, значения анилиновых точек, элементный состав и т.п. Для полученных результатов по конкретной многопластовой скважине справедливы следующие соотношения Q₁ + Q ₂ Q₆; (1) Q₁C₁ + Q₂C₂ Q_oC_o, (2) где Q₁, Q₂, Q_o соответственно нефтяные дебиты контролируемого пласта, суммарный дебит пластов, исключая контролируемый, общий дебит многопластовой скважины на поверхности; С₁, С₂, С_о соответственно значения измеренного физико-химического параметра в нефти контролируемого пласта, других пластов, исключая контролируемый, в нефтяной фазе добываемой продукции с устья многопластовой скважины. Изменяют режим работы эксплуатационных скважин, гидродинамически связанных с контролируемым пластом, и скважин, гидродинамически изолированных от контролируемого пласта. Выбор указанных скважин наиболее целесообразно проводить по следующему алгоритму, основанному на применении теории графов. Пусть Q_ij значение дебита для i-й скважины в j-й момент времени. Тогда вычисляется ковариационная матрица R_v с элементами. R_kl (Q_kj-)(Q_lj-) (3) где , средние значения для k-й и l-й скважин; n число фиксируемых моментов времени. Если общее число анализируемых скважин равно m, то матрица R имеет размерность m x m. Полученная матрица R используется для формирования матрицы А, характеризующей связанность скважин как вершин заданного графа. Элементы матрицы АQ_kl} определяют следующим образом Q_kl (4) где R_o значимое значение элемента матрицы R c заданным уровнем. Матрица А является окончательной информацией для выбора тех скважин, которые следует взять в качестве возмущающих. Для этого находят сначала ту строку матрицы А, которая содержит наибольшее количество единиц. Номер найденной строки это идентификатор скважины, которую следует включить в список возмущающих. После этого матрица А преобразуется: исключаются строки и столбцы с номерами тех столбцов найденной строки, в которых определена 1. К преобразованной таким образом матрице применяют ту же операцию, т.е. ищут строку, в которой содержится наибольшее количество единиц. Номер этой строки это идентификатор скважины, включаемой в список возмущающих. Этот процесс повторяют до исчерпания всех строк матрицы. Полученный список возмущающих скважин и есть искомый результат. После изменения режима работы возмущающих скважин, вскрытых только на контролируемый пласт, очевидно, что изменение абсолютного дебита реагирующей многопластовой скважины равно изменению дебита контролируемого пласта ΔQ₁ этой скважины. Таким образом, уравнение (2) можно переписать в следующем виде (Q₁ + ΔQ₁)C₁ + Q₂C₂ (Q_o + Δ Q₁)C₀₁ (5) где С₀₁- новое значение физико-химического параметра в нефти пластовой скважины. Аналогично после изменения режима работы возмущающих скважин, гидродинамически изолированных от исследуемого пласта, Q₁C₁ +(Q₂ + ΔQ₂)C₂ (Q_o + Δ Q₂)C₀₂, (6) где ΔQ₂, C₀₂ соответственно изменение в добыче нефти из пластов (исключая контролируемый пласт) и новое значение физико-химического параметра в нефти продукции реагирующей скважины. Решая уравнение (1), (2), (5), (6) относительно Q₁, получают ΔQ₁=Q_o (7) в котором С₂ и С₁ определяются соотношениями C₁ (8)
C₂ (9)
Из уравнения (1) следует, что Q₂ Q_o Q₁, после чего можно рассчитывать степень гидродинамической связанности возмущающих и реагирующих скважин по контролируемому пласту по известным методам. П р и м е р. Скважиной N 1053 песчаники бобриковского горизонта и карбонаты турнейского яруса были разработаны совместно. Месторождение на поздней стадии разработки, нефть характеризуется высокой изменчивостью физико-химических свойств по площади, ≈ 30% скважин эксплуатационного фонда, включая N 1053, были оборудованы погружными электроцентробежными насосами. Обводненность добываемой продукции скважины N 1053 ≈92% дебит по нефти Q_o 36 т/с. Исследование коррелограмм, рассчитанных с использованием теории графов, позволили выбрать в качестве возмущающих скважину N 2, через которую провели закачку воды на бобриковский горизонт, и добывающую скважину N 3, вскрытую на турнейский ярус. Измеренный коэффициент светопоглощения С_о на спектрофотометре "Спекорд М-40" в нефтяной фазе продукции скважины N 1053 составлял 820 отн. ед. Увеличение объема нагнетания на скважине N 2 и последующая кратковременная остановка скважины N 3 привели к соответствующему изменению дебита по нефти скважины N 1053 на ΔQ₁ 5 т/с и Δ Q₂ -3 т/с. При этом значения коэффициента светопоглощения в нефти отобранных проб составляли соответственно С₀₁ 770 и С₀₂ 785 отн.ед. Подставляя полученные значения в уравнения (7)-(9), получают значение дебита по нефти бобриковского горизонта Q₁ в совместной добыче
C₁ 410 отн.ед. C₂ 1205 отн.ед. Q₁ 36 17,4 т/с. Таким образом, доля участия бобриковского горизонта в совместной добыче составляет ˙100% 48% а турнейского яруса 100-48 52%
Применение данного способа полностью исключает влияние природной нестабильности физико-химических свойств добиваемых жидкостей на результаты физико-химического определения дебитов совместно разрабатываемых пластов. При этом способ позволяет одновременно оценить степень гидродинамического взаимодействия эксплуатационных скважин по контролируемым пластам.

Формула изобретения

СПОСОБ КОНТРОЛЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕНОСНОГО ПЛАСТА МНОГОПЛАСТОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, включающий отбор проб добываемой жидкости на устье эксплуатационных скважин, дренирующих весь продуктивный разрез месторождения, измерение в отобранных пробах аддитивных физико-химических параметров и определение доли пласта в совместной добыче с другими продуктивными пластами, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности контроля, изменяют режим работы соседних с эксплуатационными изолированных и гидродинамически связанных с контролируемым пластом возмущающих скважин, а пробы добываемой жидкости отбирают до и после изменения режима работы возмущающих скважин.

MM4A Досрочное прекращение действия патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Номер и год публикации бюллетеня: 31-2000

Извещение опубликовано: 10.11.2000        

---