Способ оптимизации паротеплового воздействия в процессе разработки месторождения с высоковязкими нефтями и битумами

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождений с высоковязкими нефтями и битумами. В изобретении решается задача оптимизации процесса вытеснения нефти паром без использования данных относительно количества теплоты, вводимой в пласт, и опыта предшествующей разработки месторождения паротепловым методом. Сущность изобретения: способ заключается в использовании нагнетательных и добывающих скважин и регулировании объемов площадного нагнетания пара в пласт. Согласно изобретению используют термогидродинамическую модель прогнозирования паротеплового воздействия, для чего на начальной стадии разработки пар нагнетают во все нагнетательные и продуктивные скважины, а за оптимизационные критерии на этой стадии принимают: паронефтяное отношение с независимыми переменными в виде объема нагнетаемого пара и числа циклов нагнетания и зависимой переменной в виде продолжительности пропитки пласта после нагнетания пара; дополнительную добычу нефти и битума с независимыми переменными в виде объема нагнетаемого пара, числа циклов нагнетания и темпа нагнетания пара и зависимой переменной в виде продолжительности эффективной работы скважины после нагнетания пара. После этого переходят на нагнетание пара через нагнетательные скважины и добычу нефти и битума через добывающие скважины, а за оптимизационные критерии на этой стадии принимают: накопленное паронефтяное отношение с независимыми переменными в виде объема закачиваемого пара, проницаемости и песчанистости пласта и зависимой переменной в виде темпа нагнетания пара; коэффициент извлечения нефти с независимыми переменными в виде объема закачиваемого пара и проницаемости пласта и зависимой переменной в виде темпа нагнетания пара. При этом проницаемость, песчанистость и приемистость пласта определяют по данным гидродинамических исследований, профилей притока и приемистости пласта. 2 пр., 4 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождений с высоковязкими нефтями и битумами.

Известен способ оптимизации паротеплового воздействия при разработке нефтяных месторождений с высоковязкими нефтями и битумами, который заключается в правилах оптимального перевода развитого процесса непрерывного вытеснения нефти паром на процесс заводнения. Оптимальное время перевода определяется с помощью характеристик вытеснения нефти паром, которые получают по промысловым данным исходя из результатов адаптации предшествующего опыта разработки месторождения [Hong K.С. Guidelines for converting steamflood to waterflood // SPE Reservoir Eng. - 1987. Vol.2, №1. - C.67-76. - аналог].

Известный способ оптимизации паротеплового воздействия не может быть реализован при отсутствии периода предшествующей разработки месторождения паротепловым методом и соответствующего анализа адаптации в этот период.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является способ оптимизации процесса вытеснения нефти паром, который заключается в регулировании количества и качества нагнетаемого в нагнетательные скважины пара и установлении соответствующих дебитов продуктивных (добывающих) скважин. Причем эффективность процесса оценивается по величине добытой нефти на единицу введенного в пласт тепла [Патент США 5174377, МПК⁵ E21B 43/24. Method for optimizing steamflood performance, Chevron Research and Technology Co.; заявл. 21.9.90, опубл. 29.12.92 - прототип].

Известный способ малоэффективен из-за нестационарного характера во времени процесса ввода теплоты в пласт и отсутствия достоверной информации относительно теплопотерь в окружающие пласт породы и соответственно количества теплоты вводимой в пласт. Он не может быть реализован при отсутствии периода предшествующей разработки месторождения паротепловым методом и соответствующего анализа адаптации в этот период.

В изобретении решается задача оптимизации процесса вытеснения нефти паром без использования данных относительно количества теплоты вводимой в пласт и опыта предшествующей разработки месторождения паротепловым методом.

Задача решается за счет того, что в известном способе оптимизации, который заключается в регулировании количества нагнетаемого в скважины пара, согласно изобретению на основе использования созданной термогидродинамической модели осуществляется прогнозирование воздействия на пласт путем нагнетания пара в комбинации с пароциклическими обработками добывающих скважин и регулированием профилей притока и приемистости в добывающих и нагнетательных скважинах.

Оптимизационными критериями в процессе нагнетания пара в пласт являются максимальный коэффициент извлечения нефти (КИН) и поддержание заданной текущей динамики добычи нефти, темпов и объемов закачиваемого пара при минимальных паротепловых отношениях. Оптимизационными критериями в процессе пароциклических обработок являются дополнительное количество нефти, число циклов воздействия, темпов и объемов закачиваемого пара при минимальных паротепловых отношениях.

Существенными признаками способа являются:

1. Достижение максимальных объемов добычи нефти путем регулирование объемов закачки пара в процессе площадного нагнетания пара в пласт.

2. Достижение минимального паронефтяного отношения путем регулирования объемов закачки пара с учетом профилей притока и приемистости нагнетательных и эксплуатационных скважин, а также песчанистости пласта, осуществляемое на основе созданной термогидродинамической модели прогнозирования паротеплового воздействия.

3. Достижение максимального КИН путем регулирования темпов закачки в пласт с учетом профилей притока и примистости нагнетательных и эксплуатационных скважин в процессе нагнетания пара в пласт.

4. Достижение минимального паронефтяного отношения путем регулирования объемов закачки пара, числа циклов и продолжительности пропитки пласта в процессе пароциклических обработок.

5. Достижение максимального отбора нефти путем регулирования объемов закачки пара, темпов закачки и числа циклов в процессе пароциклических обработок.

Признак 1 является общим с прототипом существенным признаком, а признаки 2-5 - отличительными существенными признаками изобретения.

Сущность изобретения.

В известном техническом решении оптимизация процесса вытеснения нефти паром заключается в регулировании количества и качества нагнетаемого в нагнетательные скважины пара и установлении соответствующих дебитов продуктивных (добывающих) скважин. Однако этот способ малоэффективен из-за нестационарности характера ввода теплоты в пласт во времени и отсутствия достоверной информации относительно теплопотерь в окружающие пласт породы. Кроме этого он не может быть реализован в условиях отсутствия периода предшествующей разработки месторождения паротепловым методом и соответствующего анализа адаптации в этот период.

Поэтому в предложенном техническом решении осуществляется оптимизация процесса вытеснения нефти паром без использования данных относительно количества теплоты, вводимой в пласт, и опыта предшествующей разработки месторождения паротепловым методом.

Задача решается за счет того, что на основе использования созданной термогидродинамической модели оптимизации паротеплового воздействия осуществляется статистическое прогнозирование воздействия на пласт путем нагнетания пара в комбинации с пароциклическими обработками добывающих скважин и регулированием профилей притока и приемистости в добывающих и нагнетательных скважинах. Справедливость использования указанной модели была установлена путем ее обобщения для различных объектов разработки пермокарбоновой залежи Усинского месторождения.

В предложенном техническом решении задача оптимизации решается следующей совокупностью операций.

На начальной стадии разработки во всех скважинах проводят пароциклическую обработку скважин. Оптимизационными критериями на этой стадии являются паронефтяное отношение и дополнительная добыча нефти в результате обработки. Основные технологические показатели обработки, соответствующие этим критериям, определяются по прилагаемым таблицам и графикам.

Для оптимизационного критерия «паронефтяное отношение» независимыми переменными являются объем закачиваемого пара и число циклов воздействия. Зависимой переменной является продолжительность пропитки окружающего пласта после нагнетания пара. Для оптимизационного критерия «дополнительная добыча нефти» независимыми переменными являются объем закачиваемого пара, число циклов воздействия и темп нагнетания пара. Зависимой переменной является продолжительность эффективной работы скважины после обработки.

В последующем переходят на отбор пластовых флюидов через добывающие скважины с площадным воздействием на пласт через нагнетательные скважины.

Оптимизационными критериями на этой стадии являются накопленное паронефтяное отношение и КИН. Основные технологические показатели площадного воздействия, соответствующие этим критериям, определяются по прилагаемым таблицам и графикам.

Для оптимизационного критерия «накопленное паронефтяное отношение» независимыми переменными являются объем закачиваемого пара, проницаемость и песчанистость пласта. Последние два параметра определяются по данным гидродинамических исследований, профилей притока и приемистости. Зависимой переменной является темп нагнетания пара в пласт. Для оптимизационного критерия «коэффициента извлечения нефти (КИН)» независимыми переменными являются объем закачиваемого пара и проницаемость пласта. Последний параметр определяются по данным гидродинамических исследований. Зависимой переменной в данном случае является темп нагнетания пара.

Технический результат заключается в том, что в процессе реализации паротеплового воздействия на пласт через нагнетательные скважины в комбинации с пароциклическими обработками добывающих скважин осуществляется оптимизация тепловых полей в зонах нагнетательных и добывающих скважин с целью получения максимального охвата пласта тепловым воздействием и коэффициента извлечения нефти (КИН), а также обеспечения регулируемой гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами.

Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг.1 показаны таблица и график для определения показателей пароциклических обработок скважин по оптимизационному критерию «дополнительная добыча нефти». На фиг.2 показаны таблица и график для определения показателей пароциклических обработок скважин по оптимизационному критерию «паронефтяное отношение». На фиг.3 приведены таблица и график для определения показателей площадного паротеплового воздействия на пласт через нагнетательные скважины по оптимизационному критерию «накопленное паронефтяное отношение», а на фиг.4 показаны таблица и график для определения показателей площадного паротеплового воздействия на пласт через нагнетательные скважины по оптимизационному критерию «коэффициент извлечения нефти (КИН)».

Цифры на оси абсцисс графиков являются ключами легенды и соответствуют верхней горизонтальной строке каждой таблицы. Значения оси ординат на графиках отвечают показателям, указанным в остальных строках каждой из таблиц.

Способ осуществляется следующим образом.

Оптимизацию паротеплового воздействия в процессе разработки месторождения с высоковязкими нефтями и битумами осуществляют в 2 стадии.

На начальной стадии разработки во всех скважинах проводят пароциклическую обработку скважин. Оптимизационными критериями на этой стадии являются паронефтяное отношение и дополнительная добыча нефти в результате обработки. Для определения основных технологических показателей обработок, соответствующих этим критериям, используют таблицы и графики, приведенные на фиг. 1 и 2.

Как видно из фиг.1, для оптимизационного критерия «паронефтяное отношение» независимыми переменными являются объем закачиваемого пара и число циклов воздействия. Зависимой переменными является продолжительность пропитки окружающего пласта после нагнетания пара.

Как видно из фиг.2, для оптимизационного критерия «дополнительная добыча нефти» независимыми переменными являются объем закачиваемого пара, число циклов воздействия и темп нагнетания пара. Зависимой переменной является продолжительность эффективной работы скважины после обработки.

В последующем переходят на отбор пластовых флюидов через добывающие скважины с площадным воздействием на пласт через нагнетательные скважины.

Оптимизационными критериями на этой стадии являются накопленное паронефтяное отношение и коэффициент извлечения нефти (КИН). Основные технологические показатели площадного воздействия, соответствующие этим критериям, определяются по таблицам и графикам, показанным на фиг.3 и 4.

Как следует из фиг.3, для оптимизационного критерия «накопленное паронефтяное отношение» независимыми переменными являются объем закачиваемого пара, проницаемость и песчанистость пласта. Последние два параметра определяются по данным гидродинамических исследований, профилей притока и приемистости. Зависимой переменной является темп нагнетания пара в пласт.

Как показано на фиг.4, для оптимизационного критерия «КИН» независимыми переменными являются объем закачиваемого пара и проницаемость пласта. Последний параметр определяются по данным гидродинамических исследований.

Примеры конкретного выполнения.

Оптимизацию паротеплового воздействия в процессе разработки месторождения с высоковязкими нефтями и битумами осуществляют в 2 стадии. На начальной стадии разработки во всех скважинах проводят пароциклическую обработку скважин. На 2 стадии переходят к отбору пластовых флюидов через добывающие скважины с площадным воздействием на пласт через нагнетательные скважины.

Пример 1. Необходимо оптимизировать начальную стадию паротеплового воздействия на месторождении с высоковязкими нефтями и битумами. В процессе обработок необходимо, чтобы паронефтяное отношение не превышало 2, а дополнительная добыча нефти - более 1900 т.

Для определения основных технологических показателей обработок, соответствующих этим критериям, используют таблицы и графики, приведенные на фиг.1 и 2.

Как видно из фиг.1, при оптимизационном критерии «паронефтяное отношение», равном 2, объем закачиваемого пара составляет 3,8 тыс. т и число циклов воздействия - 1. Продолжительность пропитки окружающего пласта после нагнетания пара равна 2 сут.

Как видно из фиг.2, при оптимизационном критерии «дополнительная добыча нефти», равном 1900 т, и определенном из фиг.1 объеме закачиваемого пара - 3,8 тыс. т и числе циклов воздействия - 1 темп нагнетания пара должен быть равен 10 т пара в час, а продолжительность эффекта от обработки составит 23,3 мес.

Пример 2. Необходимо оптимизировать 2 стадию паротеплового воздействия на месторождении с высоковязкими нефтями и битумами, которая заключается в площадном воздействии на пласт через нагнетательные скважины.

До этого разработка месторождения осуществлялась на естественном режиме. По данным гидродинамических исследований проницаемость пласта 500 мД, коэффициент песчанистости 0,6. Достигнутая величина коэффициента извлечения нефти (КИН) составила 5%. К концу воздействия накопленное паронефтяное отношение не должно превышать 10,1, а прирост коэффициента извлечения нефти составит 25,5%.

Для определения основных технологических показателей, соответствующих этим критериям, используют таблицы и графики, приведенные на фиг.3 и 4.

Как видно из фиг.3, при оптимизационном критерии «накопленное паронефтяное отношение», равном 10,1, проницаемости пласта 500 мД и коэффициенте песчанистости, равном 0,6, объем закачиваемого пара составляет 2,94 млн. т.

Как видно из фиг.4, при оптимизационном критерии «коэффициент извлечения нефти (КИН)», равном 25,5%, и определенном из фиг.3 объеме закачиваемого пара - 2,94 млн. т темп нагнетания пара должен быть равен 8,3 т пара в час.

Способ оптимизации паротеплового воздействия в процессе разработки месторождения с высоковязкими нефтями и битумами, который заключается в использовании нагнетательных и добывающих скважин и регулировании объемов площадного нагнетания пара в пласт, отличающийся тем, что используют термогидродинамическую модель прогнозирования паротеплового воздействия, для чего на начальной стадии разработки пар нагнетают во все нагнетательные и продуктивные скважины, а за оптимизационные критерии на этой стадии принимают:
паронефтяное отношение с независимыми переменными в виде объема нагнетаемого пара и числа циклов нагнетания и зависимой переменной в виде продолжительности пропитки пласта после нагнетания пара;
дополнительную добычу нефти и битума с независимыми переменными в виде объема нагнетаемого пара, числа циклов нагнетания и темпа нагнетания пара и зависимой переменной в виде продолжительности эффективной работы скважины после нагнетания пара,
после чего переходят на нагнетание пара через нагнетательные скважины и добычу нефти и битума через добывающие скважины, а за оптимизационные критерии на этой стадии принимают:
накопленное паронефтяное отношение с независимыми переменными в виде объема закачиваемого пара, проницаемости и песчанистости пласта и зависимой переменной в виде темпа нагнетания пара;
коэффициент извлечения нефти с независимыми переменными в виде объема закачиваемого пара и проницаемости пласта и зависимой переменной в виде темпа нагнетания пара,
при этом проницаемость, песчанистость и приемистость пласта определяют по данным гидродинамических исследований, профилей притока и приемистости пласта.