СПОСОБ ФОРМИРОВАНИЯ И ПОИСКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ И ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ Российский патент 1998 года по МПК E21B43/16 E21B43/24 G01V1/40 

Изобретение относится к способам теплового воздействия на пласт, содержащий углеводороды в твердом (газогидраты), жидком или газообразном состоянии, и оборудованию для их осуществления и может быть использовано в нефтяной и газодобывающей промышленности, а также при выполнении поисковых работ на нефть и газ в геологии, геофизике, горном деле.

Известен способ теплового воздействия на пласт при разработке нефтяных и газоконденсатных месторождений [1], при котором теплоноситель подают в эксплуатационные или нагнетательные скважины для повышения нефтеотдачи и улучшения проницаемости призабойной зоны.

Недостатком этого способа является ограниченность зоны его влияния, не позволяющая эффективно ликвидировать так называемый эффект Жамена в объеме пласта или его части, примыкающей к верхней материнской толще отложений, воспроизводящей углеводороды или их составляющие.

Об эффекте Жамена упоминается в книге Котяхова Ф. И. "Основы физики нефтяного пласта". М.: Госуд. научно-техн. изд-во нефтяной и горно-топливной литературы, 1956, cс. 307 и 334. Сущность эффекта состоит в образовании в объеме пласта или его части четок газа (или газа внутри четок нефти), четок нефти и воды. При наличии в капилляре нескольких четок сопротивление Р, создаваемое ими, при вытеснении прямо пропорционально их числу
P = 2σnr^-1(cosθ¹¹-cosθ¹),
где σ - коэффициент поверхностного натяжения; r - радиус капилляра; n - количество четок; θ¹ - угол, образуемый задним фронтом четки с поверхностью капилляра при вытеснении; θ¹¹ - угол, образуемый передним фронтом четки с поверхностью капилляра при вытеснении.

При создании депрессии давления в добывающих скважинах, когда давление в них понижается ниже давления насыщения газом, происходит разгазирование нефти и образование четок нефти, газа и воды, что фактически в итоге приводит к закупорке приствольной и призабойной: зон скважины. К мерам противодействия указанному эффекту относятся способы повышения внутрипластового давления или разогрева прискважинных зон. Однако восстановить исходное состояние насыщающей породу среды при добыче углеводородов гораздо труднее, чем его нарушить.

Образование эффекта Жамена в объеме пласта или его части, примыкающей к верхней материнской толще отложений, воспроизводящей углеводороды или их составляющие, скорее является естественным нежели исключительным процессом, сопровождающим формирование месторождения. Но только 20 - 30% от общего числа перспективных площадей на нефть и газ избавились от указанного эффекта естественным путем в процессе миллионов лет под действием внутриземных факторов: тектонического давления и температуры. Остальные 80 - 70% перспективных нефтегазоносных площадей являются носителями эффекта Жамена и до сих пор в них отсутствуют газонефтяной и водонефтяной контакты, т. е. месторождений пока не сформировалось.

Процесс поиска месторождений углеводородов обычно завершают проведением поисковой разведочной скважины с отбором проб пластовых флюидов и керна и испытанием ее на приток, при этом очень часто анализ кернов показывает высокое содержание углеводородов в них, а притока нефти или газа из скважины не фиксируют. После этого поиск на этой же площади продолжают, закладывают последующие разведочные скважины с тем же результатом, полученным на первой разведочной скважине. В результате такой разведки поисковую перспективную площадь на нефть и газ бракуют, а затраченные средства, исчисляемые десятками миллионов долларов, списывают.

Известен способ, по которому перед проводкой первой разведочной скважины определяют наличие контура месторождения, после чего получают ответ на дилемму "сформировано месторождение или нет" и решают вопрос о целесообразности и месте закладки разведочных скважин [2]. Если контур месторождения отсутствует, то возможны два варианта: либо указанная геофизиками структура не содержит углеводородов, либо содержит, но месторождение еще не сформировано. В этом случае производят ориентировочную оценку запасов углеводородов, которых воспроизвела материнская толща отложений на поисковой площади. Если этих запасов достаточно, чтобы искусственно сформировать месторождение, то закладывают первую разведочную скважину с последующими операциями, вызывающими принудительное формирование месторождения о его контуром нефтегазоносности.

Известен также способ формирования и поиска месторождения углеводородов электромагнитное стимулирование притока пластового флюида в скважину [3], основанный на использовании энергии электромагнитного поля для нагревания призабойной зоны с целью повышения дебита скважины и степени извлечения углеводородов из пластов, содержащих тяжелую нефть в тех случаях, когда закачка пара в пласты по каким-либо причинам нецелесообразна. Эту технологию можно применить для решения проблем, связанных с теплообменники процессами, такими как выпадение парафина в пластах, насыщенных легкими нефтями.

Недостатком этого способа является то, что он предназначен для нагрева призабойной зоны и непригоден в качестве способа теплового зондирования перспективной нефтегазоносной площади с целью формирования месторождения и его обнаружения путем ликвидации эффекта Жамена в объеме пласта и последующего поиска границ газо- и водонефтяных контактов.

Устройство для осуществления указанного способа представляет собой соленоид, опускаемый в скважину, по которому пропускают импульсы электрического тока, вызывающие электромагнитное поле, энергия которого разогревает породу и содержащиеся в ней флюиды в околоскважинном пространстве [3].

Недостатком этого устройства является ограниченность зоны его влияния, что не способно вызвать тепловое покрытие площади пласта и формирование месторождения за счет ликвидации эффекта Жамена в его объеме.

Наиболее близким к изобретению является способ формирования и поиска месторождения углеводородов [4], который включает разогрев предполагаемого нефтегазоносного пласта путем воздействия на пласт в процессе добычи углеводородов, интенсификации дебита и вторичного воздействия на содержащиеся флюиды в пласте механическими волновыми колебаниями, возбуждаемыми механическими волновыми генераторами.

Основными недостатками этого способа являются большие потери энергии при прохождении сейсмических волн с поверхности Земли на глубину залегания нефтяного пласта порядка 2 - 3,5 км, вследствие чего эффективность вибровоздействия снижается) в пласт доходят малые механические колебания, распространение механических колебаний по блочной структуре вышележащих пластов над нефтяным может вызвать аварийные сдвиги, способные привести к срезу обсадных колонн добывающих скважин, выводу их из строя, появлению трещин в покрышке нефтяного пласта и экологической катастрофе - выходу углеводородов в водоносные горизонты и расформированию месторождения. Кроме того, эти импульсные механические волновые виброисточники предназначены не для формирования месторождений, а интенсификации нефтедобычи; режим работы импульсных виброисточников не позволяет использовать их длительное время из-за перегрева электромагнитов с многотонными сердечниками, а размещение по площади не оговаривает дополнительных условий применительно к тепловому зондированию всей площади и поиску газо-нефтяного и водо-нефтяного контактов. Несомненно, что часть энергии механических внешних волновых источников, упруго деформирующих нефтяной пласт, переходит в нем в тепловую энергию, которая является побочным никак не оцениваемым фактором, сопровождающим способ. В этом смысле волновые генераторы-виброисточники являются внешними по отношению к пласту теплоисточниками.

Все перечисленные недостатки известного способа управляемого сейсмического воздействия на нефтяные залежи позволяют его использовать с осторожностью из-за сравнительно низких эффективности и экологической безопасности.

Наиболее близким аналогом устройства является оборудование для формирования и поиска месторождения углеводородов [4], включающее наземные генераторы волновой энергии, расположенные внутри продуктивной площади, сейсмоприемные станции с сейскоприемниками, расположенные на площади предполагаемого месторождения, усилители, командно-вычислительный информационный центр с дисплеем и околоскважинное оборудование разведочной испытательной скважины, снабженное устройствами и датчиками дебитов нефти и газа.

Недостатками устройства являются механические колебания, возбуждаемые виброисточниками, которые быстро затухают, возбуждение поверхностных волн, приводящее к рассеянию энергии виброисточника, к аварийным сдвигам блочной структуры грунта, способным вызвать срез обсадных колонн добывающих скважин, расформирование месторождения и нарушение экологической безопасности, низкая эффективность с их помощью вести направленный разогрев перспективной нефтегазоносной площади, принудительного формирования месторождения и его поиска по контуру месторождения, перегрев обмоток соленоида, совершающего работу по подъему многотонного сердечника, вследствие чего устройство необходимо останавливать и ожидать снижения температуры соленоида.

Перечисленные недостатки устройства не позволяют эффективно использовать его механическую волновую энергию для теплового зондирования перспективной нефтегазоносной площади с целью формирования месторождения и последующего поиска газонефтяного и водонефтяного контактов, сопровождающих образовавшееся месторождение.

Задача изобретения - ликвидация эффекта Жамена в объеме пласта на стадии первичного образования месторождения углеводородов, формирование месторождения и его поиск.

Это достигается тем, что в способе формирования и поиска месторождения углеводородов, включающем разогрев предполагаемого нефтегазоносного пласта источниками, управляемыми с дневной поверхности путем воздействия на пласт в процессе добычи углеводородов, интенсификация дебита и вторичного воздействия на содержащиеся флюиды в пласте механическими волновыми генераторами на пласт одновременно с механическими волновыми колебаниями воздействуют электромагнитными волновыми колебаниями, возбуждаемыми электромагнитными волновыми генераторами, содержащими диполи, которые вырабатывают несущие синусоидальные посылки электромагнитного поля с пучностями, приходящимися на середину толщины пласта, при этом электромагнитные и механические волновые генераторы устанавливают на дневной поверхности над предполагаемой продуктивной площадью в определенном порядке, обеспечивающем тепловое покрытие площади, электромагнитные волновые генераторы располагают галереями, последовательно покрывающими своим излучением всю предполагаемо продуктивную площадь, причем на верхнюю и нижнюю границы пласта поочередно воздействуют модулирующим электромагнитным полем повышенной частоты, накладываемым на несущую синусоидальную посылку, границы обогреваемой толщи пласта регулируют по изменению фазы несущей синусоидальной посылки, частоту несущего синусоидального сигнала электромагнитного поля определяют по глубине предполагаемого продуктивного пласта по результатам предварительных геологических и геофизических изысканий, а частоту модулирующего высокочастотного заполняющего электромагнитного поля выбирают исходя из распределения размеров пор пласта, причем высокочастотным электромагнитным полем одновременно вызывают возвратно-поступательное движение флюидов и попеременную переполяризацию скелета пласта, приводящую к тепловым потерям в скелете за счет образования гистерезисных явлений в процессе поляризации диэлектрика скелета вектором электрического поля электромагнитной волны, совместное движение флюидов и теплопередачу от скелета флюидам используют для образования непрерывных газовой и нефтяной фаз, приводящих к появлению всплывающих сил и действующих на указанные фазы в направлении верхней границы пласта, и вышеуказанные операций происходят до появления газонефтяного и водо-нефтяного контактов, регистрируемых и контролируемых с дневной поверхности, и вторичного испытания разведочной скважины до появления дебита нефти и газа"
Эффект достигается также тем, что верхнюю и нижнюю границы предполагаемого продуктивного пласта связывают с дневной поверхностью с помощью наружно электроизолированных обсадных колонн, для чего на площади предполагаемого месторождения пробуривают две вспомогательные дополнительные скважины, причем одна из них имеет электрический контакт с нижней границей пласта, а другая - с верхней границей того же пласта, а подачу волн электромагнитного поля в каждую из электроизолированных скважин осуществляют по принципу противоположных полярностей в каждый полупериод, для чего выход диполей связывают через коммутирующие элементы о электропроводящим слоем обсадных колонн.

Кроме того, пласт по его площадному простиранию может быть пронизан постоянным магнитным полем, для чего в предполагаемом продуктивном горизонте обсадную колонну разведочной испытательной и обсадные колонны вспомогательных дополнительных скважин с наружной электроизолированной внешней боковой поверхностью, а также корпусы механических волновых генераторов оснащают соленоидами, по которым пропускают постоянный ток так, чтобы магнитные силовые линии пронизывали пласт и замыкались на обсадной колонне разведочной испытательной скважины.

Волновые генераторы устанавливают на радиусах между разведочной испытательной скважиной и границей площади сбора углеводородов, вдоль радиусов осуществляют поиск газо- и водонефтяных контактов путем посылки волновых импульсов и приема их отражений и определяют координаты границ газо- и водонефтяных контактов на каждом из радиусов и по вертикальной координате границ газо- и водонефтяных контактов всего месторождения.

Накопление отраженных сигналов производят по амплитуде и по наличию максимально накопленного сигнала за одно и то же время воздействия волновых полем судят об окончании процесса образования газо- и водонефтяных контактов в точках радиусов.

Способ характеризуется также тем, что при формировании и поиске месторождения углеводородов в предполагаемом газонефтяном пласте, содержащем линзовидные включения, выходящие за пределы толщины пласта, с нулевой насыщенностью углеводородами, путем его предварительного разогрева, эти линзовые включения оконтуривают по отраженным сигналам, принимаемым при поиске газо- и водонефтяных контактов в радиальных направлениях между разведочной испытательной скважиной и границей площади сбора углеводородов, где производят накопление сигналов по амплитуде за одно и то же время воздействия волновым полем, площадь и границу линзового включения характеризуют накопленные сигналы одинаково уровня, по которым с учетом координат границы линзового включения принимают ответственное решение о закладке последующих разведочных испытательных скважин.

Способ характеризуется также тем, что в случае наличия водоносного пласта или слоя траппов над предполагаемым продуктивным пластом, поиски образования газо- и водонефтяных контактов сформированного месторождения осуществляют путем посылки электромагнитных сигналов через наружно электроизолированнные обсадные колонны, причем посылку волнового сигнала осуществляют по имеющей электрический контакт обсадной колонне с нижней границей продуктивного пласта, а прием отраженного сигнала от газо- и водо-нефтяного контактов осуществляют по другой наружной электроизолированной обсадной колонне, имеющей электрический контакт с верхней границей пласта, а об окончании формирования месторождения судят по одинаковой амплитуде отраженных от поверхности газоводонефтяных контактов волн при разных временах вступления.

Кроме того в способе о появлении газо-водонефтяных контактов после разогрева пласта механическим и электромагнитным волновым воздействием судят по наличию притока нефти и газа в разведочной испытательной скважине.

Способ характеризуется также тем, что воздействие на пласт электромагнитным полем, создаваемым электромагнитными волновыми генераторами, распложенными в виде галерей и покрывающих облучением всю продуктивную площадь, производят по заданной программе одновременно или по методу бегущей волны, обеспечивающей превышение скорости притока тепла над скоростью фильтрации газа и нефти в момент ликвидации эффекта Жамена по всему объему пласта, а также тем, что разведочную испытательную скважину, дополнительные с наружной электроизолированной поверхностью обсадных колонн скважины и корпусы волновых генераторов связывают единой обмоткой составного соленоида, по обмотке пропускают электрический ток с периодом, совпадающим с периодом электромагнитного поля диполей, при этом создают полюса образованного электромагнита, магнитные силовые линии которого замыкаются через продуктивный пласт и способствуют образованию вокруг магнитных силовых линий геликоновых волн, а последние воздействуют на твердотельную плазму скелета породы, а также на жидкую и газовую плазмы и вызывают движение заряженных частиц и их разогрев.

Оборудование для формирования и поиска месторождения углеводородов, включающее наземные генераторы волновой энергии, расположенные внутри продуктивной площади, сейсмоприемные станции с сейсмоприемниками, расположенные на площади предполагаемого месторождения, усилители, командно-вычислительный информационный центр с дисплеем и околоскважинное оборудование разведочной испытательной скважины, снабженное устройствами и датчиками дебитов нефти и газа, дополнительно включает в себя генераторы электромагнитных волн, содержащие диполи, подключенные к их входам блоки формирования питающего напряжения диполей, устройства определения рабочей температуры пласта, оборудование дополнительных скважин, оснащенное датчиками интенсивности геликоновых волн, имеющими информационную связь с околоскважинным оборудованием разведочной испытательной и дополнительных скважин и с устройством определения рабочей температуры пласта, соединенным с генераторами электромагнитных волн, причем генераторы электромагнитных волн, сейсмоприемники сейсмоприемных станций и околоскважинное оборудование разведочной испытательной и дополнительных скважин оснащены радиопередающими и радиоприемными устройствами с антеннами, посредством которых они соединены с командно-вычислительным информационным центром. При этом блок формирования витающего напряжения диполей выполнен в виде усилителя сигналов, выходы которого связаны со входом диполя, входы усилителей связаны с выходом смесителя частот, один вход смесителя соединен с выходом задающего генератора несущих синусоидальные посылки электромагнитных волн с пучностями, приходящимися на середину толщины пласта, а второй вход смесителя через управляемый модулирующий генератор электромагнитных волн поваленной частоты связан с выходом фазоуказателя сигнала задающего генератора, подключенного к выходу задающего генератора несущих синусоидальные посылки электромагнитных волн.

Блок формирования питающего напряжения диполей выполнен в виде усилителя Рейми, выход которого подключен к входу электромагнитных диполей, один вход усилителя Рейми связан с выходом задающего генератора несущей частоты, а второй вход подключен к выходу регулятора фазы скола вершины импульса, а блок формирования питающего напряжения диполей выполнен в виде тиристорных преобразователей, содержащих контуры искусственной коммутации, причем вход включения преобразователей связан с первым выходом первого триггера, вход выключения через коммутирующий контур связан со вторым выходом первого триггера, вход первого триггера подключен к выходу элемента 2И, один вход которого связан с выходом задающего генератора несущей частоты, второй вход элемента 2И через генератор модулирующего высокочастотного напряжения соединяется с выходом второго триггера, входы которого подключены к выходам фазоуказателя, вход которого подключен к выходу задающего генератора несущей частоты.

Околоскважинное оборудование разведочной испытательной скважины снабжено кодирующими устройствами, выходы которых подключены к входам радиопередающего устройства, первый и второй входы первого кодирующего устройства связаны с выходами первого и второго промежуточных триггеров, входы которых связаны соответственно с выходами первого и второго устройств сравнения, первый вход первого устройства сравнения связан с выходом блока начального дебита нефти, второй вход первого устройства сравнения связан с выходом датчика дебита нефти, первый вход второго устройства сравнения связан с выходом блока начального дебита газа, второй вход второго устройства сравнения связан с выходом датчика дебита газа, а вход второго кодирующего устройства связан с выходом датчика температуры пласта.

Кроме того, командно-вычислительный информационный центр снабжен блоком измерения температуры пласта и максимальной амплитудой отраженных электромагнитных волн от облучаемого пласта за определенное время вдоль выбранного радиуса, блоком фиксации водонефтяного контакта, блоком фиксации газонефтяного контакта, блоком определения водонефтяного и газонефтяного контактов, блоком задания режимов работы генератора и регистрами, предназначенными для перебора радиусов и генераторов электромагнитных волн, блоком обработки сейсмических сигналов, причем выход радиопередающего и приемного устройства через аналого-цифровой преобразователь связан с входом блока измерений, выход которого подключен к первому входу блока управления, выход блока управления связан с первым входом блоков фиксации соответственно водонефтяного и газонефтяного контактов, выходы блоков фиксации связаны с дисплеем, второй вход блока управления одновременно связан с входом-выходом процессора и арифметического логического устройства, вторыми входами блоков фиксации водонефтяного и газонефтяного контактов и первыми входами программирующего устройства и кодирующего устройства, третий вход блоков фиксации водонефтяного и газонефтяного контактов связан с выходом блока определения водонефтяного и газонефтяного контактов, вход блока определения водонефтяного и газонефтяного контактов кодовой шиной связан с выходом блока обработки сейсмических сигналов, выход процессора связан со входом блока задания режима работы генератора, выход блока задания режима работы генератора через программирующее устройство связан со вторым входом кодирующего устройства, третий вход которого связан с выходами регистров, предназначенных для перебора радиусов и генераторов электромагнитных волн, первые входы регистров связаны с выходом арифметического логического устройства, вторые входы регистров связаны с выходом распределителя, первый вход которого связан с выходом процессора, второй вход - с выходом арифметического логического устройства, третий вход - с выходом кварцевого генератора, а выход кодирующего устройства связан с входом радиопередающего и радиоприемного устройства. При этом транспортное средство генератора электромагнитных волн снабжено процессором, распределителем, кодирующим устройством и блоком величины тока в диполе, блоком частоты импульсов тока в диполях, блоком углового отклонения оси генератора электромагнитных волн от исходного положения, блоком исходной ориентации оси генератора электромагнитных волн относительно вертикали, причем приемо-передающие антенны радиопередающих и приемных устройств транспортного средства и командно-вычислительного информационного центра связаны каналом связи, выход радиопередающего и приемного устройства транспортного средства через дешифратор команд подключен ко входу процессора, первый выход которого связан с первым входом распределителя импульсов, второй вход распределителя импульсов связан с выходом кварцевого генератора, второй, выход процессора подключен к первым входам соответственно блоков величины тока i в диполе, частоты ω импульсов тока в диполе, углового отклонения ϕ оси генератора электромагнитных волн от исходного положения и исходной ориентации оси генератора электромагнитных волн от вертикали на угол α , вторые входы блока величины тока i в диполе, блока частоты импульсов тока ω , блока углового отклонения ϕ оси генератора электромагнитных волн от исходного положения и блока исходной ориентации оси генератора электромагнитных волн от вертикали на угол α подключены к соответствующим выходам распределителя импульсов, выходы вышеперечисленных блоков для i, ω, ϕ и α одновременно подключены ко входу кодирующего устройства и входу генератора-диполя транспортного средства, а выход кодирующего устройства связан со входом радиопередающего и приемного устройства.

Блок задания режимов работы генератора электромагнитных волн содержит задающий генератора несущих синусоидальных посылок, фазоуказатель, модулирующий генератор, смеситель частот, усилитель и преобразователь угла (± Δϕ) отклонения оси генератора от нормали к пласту, расстояние от середины толщины которого до диполей генератора электромагнитных волн поддерживается равным четверти длины несущей волны λ/4, причем вход преобразователя угла связан с выходом процессора командно-вычислительного информационного центра, выход преобразователя угла связан с первым входом фазоуказателя, второй вход которого связан с выходом задающего генератора, выход фазоуказателя через модулирующий генератор связан с первым входом смесителя частот, второй вход которого подключен к выходу задающего генератора, а выход смесителя частот через усилитель связан со входом диполя, а устройство определения рабочей температуры пласта содержит датчик интенсивности геликоновых волн, блок долговременной памяти температура пласта, блоки оперативной извлеченной памяти температуры пласта, устройство сравнения начальной температуры пласта с оперативной извлеченной температурой и блок задания режимов работы генератора электромагнитных волн, причем выход датчика интенсивности геликоновых волн через аналого-цифровой преобразователь связан с кодовой шиной командно-вычислительного информационного центра, имеющей связь с арифметическим логическим устройством, блоком долговременной памяти температуры пласта и блоками оперативной извлеченной памяти температуры пласта, вторые входы блоков оперативной памяти пласта связаны с выходами блока долговременной памяти температуры пласта, а выходы блоков оперативной памяти пласта подключены к входам устройства сравнения, первый выход которого, соответствующий нулевому приращению температуры пласта, связан с входом блока задания режимов работы генератора электромагнитных волн, второй выход устройства сравнения, соответствующий повышению температуры пласта, связан с соответствующим входом блока измерений, а выходы блока задания режимов работы генераторов электромагнитных волн связаны с соответствующими входами программирующего устройства.

Оборудование характеризуется также тем, что сейсмоприемная станция оснащена блоком задания эталона амплитуды отраженной электромагнитной волны от водо-газонефтяных контактов, блоком формирования команд поисковым генератором, блоками проекций X, Y и Z амплитуд отраженного сигнала на оси неподвижной системы координат, полученного от поискового генератора, распределителем, устройством синхронизации и ключами по числу поисковых генераторов на соответствующих радиусах, причем выходы блоков проекций X, Y и Z амплитуды отраженного сигнала на оси неподвижной системы координат, полученных от поискового генератора, через блок усиления и фильтрации сигналов соединены с кодовой шиной, связанной с первыми входами ключей, вторые входы которых через распределитель и устройство синхронизации связаны с выходом радиопередающего и приемного устройства, приемная антенна которого связана каналом связи с антенной радиопередающего и приемного устройства поискового генератора, выходы ключей подключены к входу процессора, выходы которого связаны с входами устройства сравнения, вторые входы устройства сравнения связаны кодовой шиной с выходом блока задания эталона значений амплитуд отраженных сигналов, а выход устройства сравнения через блок формирования команд поисковым генераторам подключены к входу радиопередающего и приемного устройства сейсмической станции. Причем каждое транспортное средство, снабженное генератором электромагнитных волн, оснащено датчиком угловых скоростей вращения оси генератора, датчиком положения оси генератора и датчиком положения генератора в единой неподвижной системе координат, привязанной к устью разведочной испытательной скважины, аналого-цифровым преобразователем и распределителем импульсов, выходы которых кодовой шиной связаны с первым входом командно-вычислительного информационного центра, второй вход командно-вычислительного информационного центра подключен к выходу блока ввода исходных данных месторождения, входы распределителей связаны с выходами аналого-цифровых преобразователей, вход генераторов электромагнитных волн через блок управления генератором электромагнитных волн подключен к кодовой шине, ось каждого генератора электромагнитных волн одновременно связана с входом датчика угловых скоростей вращения оси генератора электромагнитных волн и входом датчика положения оси генератора электромагнитных волн, ось каждого транспортного средства связана с входом датчика положения генератора электромагнитных волн в единой неподвижной системе координат, привязанной к устью разведочной испытательной скважины, выходы вышеперечисленных датчиков связаны с входами каждого аналого-цифрового преобразователя, а выход командно-вычислительного информационного центра каналом связи подключен к входам тактового сигнала каждого аналого-цифрового преобразователя и каждого распределителя.

Перечисленные отличительные признаки не известны в применяемых способах для формирования и поиска месторождения углеводородов и оборудования для их осуществления. На основании анализа видно, что предлагаемое решение обладает существенными отличиями и соответствует критерию "существенные отличия".

На фиг. 1 представлен общий вид компоновки способа и оборудования для формирования и поиска месторождения углеводородов, вид сверху; на фиг. 2 - вертикальный разрез А-А на фиг. 1; на фиг. 3 - один из возможных вариантов расположения предполагаемой продуктивной площади и компоновки на ней размещаемого оборудования для реализации способа, вид сверху; на фиг. 4 - вертикальный разрез Б-Б на фиг. 3; на фиг. 5 - общий вид предполагаемой продуктивной площади с одним из секторов, внутри которого расположены разведочная испытательная скважина и две дополнительные скважины, обсадные колонны которых имеет наружную электроизолированную поверхность, а внутренняя одной из них обеспечивает электрический контакт с верхней границей углеводородсодержащего пласта, а внутренняя другой - с нижней границей того же пласта, вид сверху; на фиг. 6 - вертикальный разрез В-В на фиг. 5, содержащий отягчающий фактор над продуктивным пластом в виде водоносного пласта или траппов, на фиг. 7 - один из капилляров пласта с эффектом Жамена;на фиг. 8 - вид того же капилляра в сечении Г-Г; на фиг. 9 - один из капилляров пласта, освободившийся от эффекта Жамена; на фиг. 10 - вид того же капилляра в сечении Г-Г на фиг. 9; на фиг. 11 - вид углеводородсодержащего пласта, содержащего линзы с нулевой нефтегазонасыщенностью, газонефтяной и водонефтяной контакты, вид сверху; на фиг. 12 - вертикальный разрез Д-Д вида сверху, изображенного на фиг. 11 с линзами пород с нулевой нефтегазонасыщенностью, выходящими своими размерами за пределы толщины облучаемого волновым воздействием пласта; на фиг. 13 - вертикальный разрез А'- А' полупласта на фиг. 14, вид сверху, на которых указаны после всплытия углеводородов газонефтяной и водонефтяной контакты, переходная зона; на фиг. 15 - функциональная схема для формирования питающего напряжения диполя, содержащая задающий генератор (ЗГ) несущих синусоидальных посылок, фазоуказатель (ФУ), модулирующий генератор (МГ), смеситель частот (СМ), усилитель (У) и диполь (Д); на фиг. 16 - функциональная схема питания диполя (Д), использующая усилитель Рейми, на вход которого подают несущие синусоидальные посылки от (ЗГ), а управление сколом вершины импульсов осуществляют от специального блока; на фиг. 17 - функциональная схема питания диполя (Д) от тиристорного преобразователя (ТП), который управляется от триггера (ТР), связанного с задающим генератором (ЗГ) и модулирующим генератором (МГ); на фиг. 18 - условно часть углеводородсодержащего пласта с его вертикальным разрезом А'АОО', разведочная скважина в плоскости разреза, уровень MN земной поверхности в этой плоскости, генератор электромагнитных волн, расположенный в точке И над земной поверхностью; на фиг. 19 - общая блок-схема устройства для разогревания пласта с целью ликвидации в нем эффекта Жамена, содержащего околоскважинное оборудование ОСО разведочной скважины, оборудование двух дополнительных скважин ОДС1 и ОДС2, оснащенного датчиками ДИГВ1 и ДИГВ2 интенсивности геликоновых волн, имеющими информационную связь с ОСО, ОДС1, ОДС2, с устройством определения рабочей температуры пласта УОРТП, имеющим связь с генераторами электромагнитных волн ГЭМВi (i =1,...,n), информационно-вычислительный центр ИВЦ с дисплеем (ДЦ), три сейсмоприемных станции СПС1, СПС2, СПС3, осуществляющих взаимный обмен информацией и необходимое управление исполнительными органами перечисленного оборудования с помощью радиопередающих и приемных устройств РПУ, имеющих антенны; на фиг. 20 - блок-схема информационно-вычислительного центра ИВЦ; на фиг. 21 - оборудование i-генератора электромагнитных войн на транспортном средстве; на фиг. 22 - околоскважинное оборудование; на фиг. 23 - пример выполнения блока задания режимов генератора БЗРГэлектромагнитных волн при его настройке на нужную глубину прогрева; на фиг. 24 - способ определения и регулирования температуры θ пласта; на фиг. 25 - алгоритм работы сейсмоприемной станции для каждого радиуса перспективной площади; на фиг. 26 - способ и устройство управления длиной волны λ/4 не выходящей за пределы толщины пласта.

Способ формирования и поиска месторождения углеводородов и оборудование для его осуществления содержат следующие позиции и их взаимосвязи. Площадь сбора углеводородов ограничена линией 1 впадины между соседними структурами (структурными образованиями) (фиг. 1 и 2). При поисковых работах обычно закладывают первую разведочную скважину 2 вблизи вершины сбора, обозначенной на геологической карте предварительными геофизическими изысканиями. Затем производят бурение скважины и ее испытания: геофизические исследования; отбор флюидов, керна; вызов притока. При этом рассматриваем случай, когда исследования показали высокое содержание углеводородов, а приток жидкости и газа в скважину показал рулевой результат. После этого пытаются активизировать интенсивность притока различными методами (вибрацией, кислотной обработкой, закачкой горячей воды или пара и др.), но результат испытаний скважины на приток остается по-прежнему нулевым. Возникает вопрос о причине нулевого притока нефти и газа в (скважину. Эта причина может состоят в несформированности залежи, поскольку весь по объему предполагаемый продуктивный пласт или его часть, прилегающая снизу к материнской толще отложений, воспроизводящих углеводороды, заполнен углеводородами (нефтью и газом) в виде четок, образующих огромное сопротивление. Это явление в пористой среде было названо по имени его первооткрывателя эффектом Жамена. Поставлена задача освободиться в объеме пласта от этого эффекта. Освобождение перового пространства пород пласта от эффекта Жамена сопровождается исчезновением в нем четок газа и нефти за счет образования из них непрерывных фаз газа, нефти, воды. Вследствие того, что объемы образовавшихся непрерывных фаз газа и нефти в объеме предполагаемого продуктивного пласта 3 огромны и они находятся в водной более тяжелой среде, то по закону Архимеда возникают соответствующие всплывающие силы, направленные вертикально вверх к верхней границе пласта. Поскольку предполагаемый продуктивный пласт всегда имеет некоторый угол α наклона к горизонтальной плоскости, то всплывающие силы можно разложить по двум направлениям: вдоль пласта к его вершине и по нормали к его верхней границе. Обозначив эти силы через T₁, Т₂ и N₁, N₂ соответственно для газовой и нефтяной фаз заметим, что нормальные составляющие N₁, N₂ прижимают газовую и нефтяную фазы к верхней границе пласта, вызывая повышение силы трения, а составляющие Т₁, Т₂ преодолевают силы сопротивления газовой и нефтяной фаз при их фильтрации вдоль пласта 3 к его вершине и силы трения, возникшие на контакте с верхней границей пласта за счет действия составляющих сил N₁ и N₂. Газовая фаза устремится к вершине пласта первой, поскольку сопротивление при ее фильтрации будет меньше, чем для нефтяной. Одновременно с газовой начнет подниматься вдоль пласта и нефтяная фаза. Скорость движения газовой фазы будет больше скорости движения нефтяной. Разница в скоростях будет передаваться в строну повышения скорости движения нефтяной фазы, смежной с газовой. Газ, поднимаясь к вершине пласта, начнет занимать некоторый объем, вытесняя находившиеся там нефтяную и водную фазы вниз, контактировавшие между собой и со скелетом пласта, тормозя движение нефти вверх. Таким образом, по толщине струйки частицы нефтяной фазы будут иметь разную скорость, максимальную на границе с газовой и минимальную на границе с водной. Нижние границы газовой и нефтяной фаз в пласте после ликвидации эффекта Жамена контактируют соответственно с нефтяной и водной фазами. Поскольку скорость подъема у газа выше, чем у нефти, то вслед за газовыми струйками будет подниматься водная фаза. Отстающая от газа кольцеобразная струйка нефти в своей нижней части размещается между водными фазами. Учитывая, что по мере продвижения фаз газа и нефти к вершине пласта их объемы, погруженные в водную фазу, уменьшаются, то уменьшается и всплывающая сила. На некотором расстоянии от начального исходного положения нижней границы раздела фаз углеводородов с водой в момент ликвидации эффекта замена всплывающие силы вдоль пласта уравновешиваются с силами сопротивления пористой среды при фильтрации, с этого момента подъем газовой и нефтяной фаз прекращается. Неподнявшийся слой углеводородов образует так называемую переходную зону между поднявшимися углеводородами и "зеркалом" воды. В этой переходной зоне находится смесь газа, нефти и воды и чем ближе к "зеркалу" воды, тем больше в ней водонасыщенность. При всплывании углеводородов фактически происходит перетек водной и частично нефтяной фаз из верхней в нижнюю часть пласта. При этом водная фаза все время подпирает объем углеводородов снизу, процесс перетока водной и частично нефтяной фаз является нестационарным, так каково времени изменяется всплывающая сила, действующая на объем углеводородов. Следует отметить, что до и после ликвидации эффекта Жамена в пласте насыщенности перового пространства газом, нефтью и водой различны. На стадии разогрева пласта от температуры θ₀ когда в нем существует эффект Жамена в исходном состоянии, до температуры θ^*, когда происходит в процессе разогрева постепенное объемное расширение газовой, нефтяной и водной фаз и перетек водной фазы по всему объему пласта вниз до их предельного перехода включительно в непрерывные фазы, при этом меняются насыщенности от ξ₀, β₀, γ₀ до ξ^*, β^*, γ^*. Поскольку ξ₀+β₀+γ₀ = 1, ξ^*+β^*+γ^* = 1, то повышение насыщенностей ξ^* и β^* соответственно для газа и нефти относительно их исходных значений ξ₀, β₀ происходит за счет снижения насыщенности γ^* пространства водой. При разогреве пласта значения насыщенностей распределяются согласно известным из справочников значениям коэффициентов объемного расширения: ξ^* > β^* > γ^*. Например, коэффициенты ε объемного расширения при нагревании от 60 до 80^oС ориентировочно равны для газа (360 - 400)•10^-5 К^-1, для нефти 92•10^-5 К^-1, для воды 59 •10^-5 К^-1, где К - означает температуру в градусах Кельвина (Кошкин Н.И., Ширкевич М. Г. Справочник по элементарной физике. М.: Наука, 1988, с. 87 и 106). По мере расширения объемов углеводородов при нагревании в перовом пространстве пласта вода вытесняется вниз и "зеркало" подошвенной воды, подпирающей объемы углеводородов снизу в момент ликвидации эффекта Жамена, опускается ниже начального уровня, что приводит к извинению давления на них столба грунтовых вод, гидродинамически связанных с поверхностными водами. Коэффициент объемного расширения твердой фазы (например, для песчаника максимальный коэффициент объемного расширения при нагреве на 1^oК составляет 3,6•10^-5 К^-1 (Ржевский В. В. , Новик Г.Я. Основы физики горных пород. М.: Недра, 1973, с. 269) значительно уступает по величине коэффициентам объемного расширения жидких фаз, поэтому его влиянием на значения насыщенности можно пренебречь. Сказанное выше справедливо и в случае, когда эффект Жамена проявляется в начальной стадии в части объема пласта, примыкающей к нижней границе материнской толщи отложений, воспроизводящих углеводороды. Как только при разогреве пласта исчезает эффект Жамена и фазы углеводородов из четочного состояния переходят в непрерывно распределенные, то сразу же начинается их всплывание в верхнюю часть пласта. При этом образуются газо- и водонефтяные контакты с переходной зоной, расположенной выше "зеркала" подошвенной воды. Избыточное давление воды в начальный момент ликвидации эффекта Жамена на нижней границе объемов углеводородов по мере их подъема начинает убывать до минимального значения, соответствующего окончательной стадии формирования месторождения. Некоторые количественные оценки можно выполнить, если пласт представить в виде размещенного между двух подобных конусов. Но не это является задачей изобретения. Выше было показано с качественной стороны, как в процессе разогрева пласта, несущего эффект Жамена, постепенно ликвидируется четочное состояние газообразной и жидких сред и происходит формирование месторождения.

Задача состоит в том, чтобы "n" электромагнитными волновыми генераторами 4, являющимися теплоисточниками, расположенными на поверхности 3емли над предполагаемым продуктивным пластом 3, полностью покрыть его, вызвав одновременный разогрев скелета пласта и содержащихся в нем флюидов, несущих четочную структуру, составляющую суть эффекта Жамена, с начальной температурой θ₀ до температуры θ^*, при которой начинается самоликвидация этого эффекта. Площадь над предполагаемым продуктивным пластом 3 условно разбивают концентрическими окружностями с центром на оси разведочной скважины. Ширину колец 5 выбирают с учетом возможности их теплового покрытия рядом электромагнитных волновых генераторов (теплоисточников) 4, расположенных на их площади в виде однорядных галерей. Количество электромагнитных волновых генераторов (теплоисточников) 4 в каждом кольце может быть разным и необязательно расположенным вдоль одних и тех же радиусов 6, проведенных из центра разведочной скважины.

На фиг. 1 (вид сверху) расположение генераторов (теплоисточников) 4 выполнено в кольцах 5 на одних и тех же радиусах 6, разбивающих горизонтальную проекцию перспективной на нефть и газ площади на ряд секторов. На этой площади размещают на разных радиусах 6 три сейсмоприемных станции 7 с сейсмоприемниками для приема отраженных сейсмосигналов, вычисления координат места локации и передачи полученных данных командному информационно-вычислительному центру 8, расположенному вне или внутри границы 1. Командный информационно-вычислительный центр 8 предназначен для принятия информации с сейсмоприемных станций 7, с устройств определения дебита нефти и газа, установленных в разведочной скважине 2, содержит программы управления генераторами (теплоисточниками) 4, оси которых имеют степени свободы внутри телесного угла, обеспечивающего тепловое покрытие заданных участков предполагаемого продуктивного пласта, поисковыми генераторами (сейсмолокаторами) 9, роль которых исполняют электромагнитные волновые генераторы, назначенные выборочно из генераторов 4, расположенных в средней части радиусов 6, предназначенными для выполнения локации продуктивного пласта вдоль радиусов с целью поиска газо- и водонефтяных контактов, программы анализа поступающей информации с целью определения момента формирования месторождения углеводородов по возникновению этих контактов и по дебитам нефти и газа. Поисковые генераторы 9, выполняющие роль сейсмолокаторов, могут исполнять двоякую роль: могут работать в автономном режиме независимо от генераторов (теплоисточников) 4, выполнял роль сейсмолокатаров по одной команде, и в качестве генераторов (теплоисточников) 4 по другой команде. Поисковые генераторы (сейсмолокаторы) 9 располагают примерно на середине каждого i-го радиуса для удобства локации пласта вдоль радиусов. После сформирования месторождения командный информационно-вычислительный центр 8 отключает генераторы (теплоисточники) 4. Пласт 3 имеет наклон под углом α к горизонтальной плоскости, а верхняя и нижняя точки предполагаемого продуктивного пласта отстоят друг от друга на расстоянии H. Выше и ниже предполагаемого продуктивного пласта расположены в земной коре другие пласты типа 10 и 11, не содержащие углеводородов (на фиг. 2 они разграничены условно и не заштрихованы, так как не являются объектом изучения). Электромагнитные волновые генераторы (теплоисточники) 4 представляют собой генераторы электромагнитных импульсов, несущих на себе импульсы высокой частоты, вызывающие переполяризацию диэлектрика скелета пористой среды вектором электрического поля электромагнитной волны, колебательное движение заряженных ионов газа и флюидов в каждый полупериод внутри пор пласта, что приводит к гистерезисным явлениям в процессе переполяризации диэлектрика скелета, выделению тепла от скелета флюидам и газу, превращению кинетической энергии колебательных движений заряженных частиц газа, нефти и воды в тепловую.

Величина телесного угла, внутри которого производится облучение пласта энергией электромагнитных волн, выбирается конструктивно с учетом возможности теплового перекрытия облучаемого участка соседними генераторами 4 во время их одновременной работы (фиг. 1 и 2). Конструкция и мощность генераторов обеспечивают проникновение энергии на заданную глубину залегания пласта. Пласт 10, ограничивающий сверху предполагаемый продуктивный пласт 3, называют покрышкой или материнской толщей отложений типа илов, глин с захоронением органических веществ, который генерировал выход углеводородов в процессе длительного геологического периода в пласт-коллектор 3, заполненный водой. Пласт 11, ограничивающий снизу предполагаемый продуктивный пласт 3, называют подошвенным пластом, состоящим из твердых пород с низкими пористостью и проницаемостью. Один из возможных вариантов расположения предполагаемого продуктивного пласта 3 и компоновки на дневной поверхности над этим пластом размещаемого оборудования для реализации способа (вид сверху) представлен на фиг. 3, а на фиг. 4 - вертикальный разрез Б-Б вида сверху, изображенного на фиг. 3. Отличие этого пласта от пласта, изображенного на фиг. 1 и 2, состоит в его конфигурации, а принцип способа и размещения оборудования для его реализации остаются теми же.

В случае наличия над пластом-покрышкой 10 отягчающих факторов в виде водоносного пласта или слоя траппов 12 (фиг. 5 и 6), препятствующих воздействию электромагнитных волн на предполагаемый продуктивный пласт 3, верхнюю и нижнюю границы предполагаемого, продуктивного пласта связывают с дневной поверхностью 13 с помощью наружно электроизолированных обсадных колонн 14' и 15', для чего на пласт 3 пробуривают две вспомогательные дополнительные скважины 14' и 15' причем внутренняя поверхность 16 обсадной колонны 14' имеет электрический контакт с верхней границей пласта 3, а внутренняя поверхность 16 обсадной колонны 15 имеет электрический контакт с нижней границей пласта 3. Магнитное поле, создаваемое на пласт 3, предусматривает варианты с помощью переключателей 17 П₁ и П₂. Электропроводящая поверхность каждой обсадной колонны 14' и 15' оснащена приемо-передающей антенной 18, предназначенной для приема электромагнитных импульсов или снятия информации об электропроводности пород и их температуре в пласте 3. Обсадные колонны разведочной 2 и дополнительных 14 и 15 скважин оснащены соленоидами 19, обмотки которых соединены последовательно, образуя единый соленоид электромагнита, у которого появляются два магнитных полюса в виде обсадных колонн, силовые линии которых пронизывают пласт 3 при прохождении по обмотке электрического импульса. Приведенный общий вид (фиг. 5) предполагаемой продуктивной площади 3 с одним из секторов, заключенным между радиусами Р_i и Р_i+1, содержит разведочную испытательную скважину 2 и две дополнительные скважины 14 и 15, обсадные колонны которых имеют наружную электроизолированную поверхность, а их внутренние поверхности 16 обеспечивают электроконтакт с внутренними границами пласта 3. Вертикальный разрез С-С вида сверху, изображенного на фиг. 5, содержит отягчающий фактор над продуктивным пластом 3 в виде водоносного пласта или траппов (фиг. 6). На фиг. 7 представлен один из капилляров пласта 3 с эффектом Жамена до разогрева пласта, на фиг. 8 - вид того же капилляра в сечении В-В; на фиг. 9 - один из капилляров пласта, освободившийся от эффекта Жамена после разогрева пласта; на фиг. 10 - вид того же капилляра в сечении В-В, на которых зерна 20 пород пласта 3 образуют капилляр искривленной конфигурации, внутри которого содержится вода 21, а в расширениях капилляра расположены четки 22 нефти, внутри которых находятся пузырьки газа 23. До разогрева пласта четки нефти 22 с пузырьками газа 23 разделены четками воды 21, а после разогрева пласта пузырьки газа 23 расширились в объеме, сомкнулись друг с другом, образуя непрерывную газовую фазу, а четки нефти 22 также расширились в объеме при нагревании и под действием распора газа 23 образовали непрерывную фазу. При достаточном разогреве пласта капилляры самоликвидируют эффект Жамена и углеводороды начинают свое движение к вершине пласта, если действующая всплывающая сила достаточна для преодоления сопротивления, пористой среды при фильтрации через нее нефти и газа.

На дневной поверхности над предполагаемым продуктивным пластом 3 расположены механические волновые генераторы, предназначенные для передачи в пласт механических упругих колебаний, часть энергии которых способна превращаться в тепловую. На чертежах механические волновые генераторы не показаны. Корпусы этих генераторов дополнительно оснащены соленоидами, которые связывают единой обмоткой составного соленоида 19. При прохождении электрического тока по обмотке составного соленоида корпусы механических волновых генераторов вместе с металлических платформами, на которые они опираются, превращаются в сердечники электромагнита, магнитные силовые линии последних замыкаются через продуктивный пласт и способствуют образованию вокруг магнитных силовых линий геликонных волн при одновременном облучении пласта электромагнитными волнами с помощью генераторов 4 (Журнал "Экспериментальная и теоретическая физика", 1960, т. 138, с. 161). Геликонные волны воздействуют на твердотельную плазму скелета породы, а также на жидкую и газовую плазмы, вызывают движение заряженных частиц и их разогрев. Кроме этого, геликонные волны при выходе из пласта несут информацию о его электрических свойствах и температуре. Таким образом, геликонные волны (геликоны) могут служить датчиками пластовой температуры. Управление генераторами (теплоисточниками) 4 и механическими волновыми генераторами согласовывают со степенью роста пластовой температуры при разогреве пласта. После достижения пластовой температуры θ^*, при которой наступает процесс самоликвидации эффекта Жамена, следует ожидать через некоторое вредя информации о появлении газо- и водонефтяных контактору сформировании месторождения углеводородов, о дебитах газа и нефти из разведочной скважины 2. Длительность поддержания температуры θ^* определяется временем фильтрации газа и нефти под действием всплывающих сил в верхнюю часть продуктивного пласта.

Предполагаемый газонефтяной пласт, содержащий линзовидные включения 24, выходящие размерами за пределы толщины пласта 3, с нулевой насыщенностью углеводородами, является объектом с осложняющими факторами при разогреве пласта волновым (механическим и электромагнитным) полем, а также при поиске месторождения углеводородов, поскольку в плане месторождения (вид сверху) могут занимать значительную площадь (фиг. 11 и 12). Технология поисковых работ на нефть и газ предусматривает бурение не одной, а нескольких разведочных скважин. Учитывая значительную стоимость проводки одной: скважины, важно не допустить ошибку в месте закладки скважины, если, например, ее направить в площадь линзы 24 с нулевой нефтегазонасыщенностью. Поэтому важно предварительно или одновременно с разогревом пласта оконтурить эти линзы и найти их границы 25. Поиск границ 25, газонефтяного контакта 26 и водонефтяного контакта 27 осуществляют вдоль каждого радиуса Г_i с помощью поисковых генераторов (сейсмолокаторов) 9. Величину угла между соседними радиусами выбирают в зависимости от облучаемой площади, занимаемой перспективным на нефть и газ пластом.

На фиг. 13 приведен вертикальный разрез А'- А' полупласта на фиг. 14 (вид сверху), на которых указаны после всплытия углеводородов водородов газонефтяной контакт 26, водонефтяной контакт 27, переходная зона 28, диаметры d₁ и d₂ оснований внешнего и внутреннего конусов, образованных пластами, соответственно 10 и 11, между которыми заключен предполагаемый продуктивный пласт 3, высоты конусов Н₁ и Н₂, толщина h пласта 3. С использованием этих данных впоследствии будет определена всплывающая сила на объем углеводородов, образовавшийся после ликвидации эффекта Жамена. Ниже приведены три варианта питания диполя (Д). Первый вариант: функциональная схема для формирования питающего напряжения диполя (фиг. 15) содержит задающий генератор несущих синусоидальных посылок (ЗГ) 29, первый выход которого связан с входом фаз указателя (ФУ) 30, выход фазоуказателя связан с входом модулирующего генератора (МГ) 31, выход (СМ) 31 связан, со вторым входом смесителя частот (СМ) 32, второй выход (ЗГ) 29 связан с первым входом (СМ) 32, выход (СМ) 32 связан с входом усилителя (У) 33, выход последнего связан с входом диполя (Д) 34. Второй вариант: Функциональная схема питания диполя (Д) 34, включает усилитель Рейми (УР) 35 и специальный блок 36 управления сколом (Упр. ск.) вершины импульсов (фиг. 16). Выход задающего генератора несущих синусоидальных посылок 29 связан с первым входом усилителя Рейми 35, а второй вход усилителя Рейми связал с выходом специального блока 36, предназначенного для управления сколом вершины импульсов, выход усилителя Рейми 35 связан с входом диполя (Д) 34. Третий вариант: функциональная схема (фиг. 17) питания диполя (Д) 34 от тиристорного преобразователя (ТП) 37, управляемого с помощью триггера 38 с двумя плечами, одно плечо которого предназначено для формирования импульса, включения тиристорного преобразователя 37, а другое - импульса его выключения от коммутирующего контура (КК) 39. Счетный вход триггера (ТР) 38 связан с выходом схемы 2И 40, один вход которой подключен к выходу задающего генератора 29 (ЗГ), а второй - к выходу модулирующего генератора (МГ) 31. Вход модулирующего генератора 31 связан с выходом промежуточного триггера (ТР) 41, вход управления которого через фазоуказатель (ФУ) 30 связан с выходом задающего генератора 29, а вход "сброс" триггера 41 связан со вторым выходом фазоуказателя 30. Задающий, генератор (ЗГ) 29 электрических импульсов 42 - 47 предназначен для формирования несущих 42, 43, 44 и несомых (манипулированных) 45, 46, 47 электромагнитных волн (фиг. 15 - 17).

Схема вертикального разреза части пласта 3 А АОО, наклоненного к горизонтальной плоскости Г под углом α (фиг. 18), содержит уровень М 13 поверхности Земли в проекции на вертикальную плоскость, электромагнитный волновой генератор 4 помещен в точку И над поверхностью Земли на расстоянии ИК. Ось генератора 4 в исходном состоянии направлена перпендикулярно к пласту 3 по линии ИО₁, составляющей с вертикалью ИД угол α. Для осуществления прогрева пласта 3 электромагнитным излучением ось генератора 4 выполнена со степенями свободы внутри телесного угла с углом раствора 2ϕ₀. Точки пересечения оси генератора 4 с конической поверхностью пласта 3 образуют некоторую пространственную замкнутую кривую ВЕСВ при максимальном отклонении оси на угол ϕ₀ от перпендикуляра, опущенного из точки "И" на пласт. Крайние точки этой кривой В и С, лежащие на направлении, перпендикулярном к направлению АО на разведочную скважину 2, расположены на сторонах сектора ВО и СО, центральный угол которого равен γ, а его половина < СОО₁ = < ВОО₁ = γ/2. Генераторы электромагнитных волн (ГЭМВ) 4, расположенные на радиусе АО, предназначены для обогрева сектора пласта с центральным углом γ . Управление колебаниями оси ИО₁ генераторов 4 должно обеспечивать тепловое покрытие площади сектора ВОС. Угол ϕ₀ отклонения оси генератора 4 от направления ИО₁ зависит в этом случае от величины радиуса O₁0 и от величины γ/2. Эта связь определена и имеет вид

где r = O₁O; h - расстояние ГЭМВ 4 от поверхности Земли до уровня MN; Z_oi - расстояние от уровня MN до O₁ (фиг. 18).

Таким образом, расположение генераторов 4 на радиусе 6 предполагаемой перспективной площади предназначено для надежного прогрева сектора пласта с центральным углом γ путем приема и исполнения команды каждому i-ому генератору 4 на угловое отклонение ϕ₀ от перпендикуляра на пласт. Количество секторов, покрывающих обогреваемый пласт, равно 2π/γ, где угол γ - выражен в радианах. Количество n генераторов 4, располагаемых на радиусе O₁O, определяем с учетом взаимного перекрытия облучаемых участков на верхней границе пласта внутрь площади сектора с центральным углом γ. Например,

где ИД - расстояние ГЭМВ 4 от верхней границы пласта по вертикали, определяемое по глубине залегания пласта и расстоянию ИК; Р_n - расстояние от точки К до устья скважины 2 (фиг.13). Тогда общее количество N генераторов 4, необходимых для прогрева пласта 3, до температуры θ^*, равно

Общая блок-схема устройства (фиг. 19) для разогревания пласта, над которым имеются осложняющие факторы в виде водоносного пласта или траппов, с целью ликвидации в нем аффекта Жамена, содержит околоскважинное оборудование ОСО 48 разведочной скважины 2, оборудование двух дополнительных скважин ОДС1 49 и ОДС2 50, оснащенное датчиками ДИГВ1 и ДИГВ2 51 интенсивности геликонных волн 52, имеющими информационную связь с ОСО 48, ОДС1 49, ОДС2 50, с устройством определения рабочей температуры пласта УОРТП 53, имеющим связь 54 с генераторами электромагнитных волн ГЭМВ_i 4 (i= 1,..., n), командный информационно-вычислительный центр ИВЦ 8 с дисплеем ДП 55, три сейсмоприемных станции СПС1, СПС2 , СПС3 7, осуществляющих взаимный обмен информацией, и необходимое управление исполнительными органами перечисленного оборудования с помощью радиопередающих и приемных устройств РПУ 56, имеющих антенны 18. Околоскважинное оборудование ОСО 48 включает блоки РПУ 56, скважину 2, оснащенную устройствами определения дебита газа УОДГ 57, нефти УОДН 58 и датчик температуры пласта ДТ 59. Приведенная блок-схема устройства (фиг. 19) предназначена для производства разогрева пласта 3 предполагаемого месторождения как при осложняющих факторах прохождения ЭМЖ, так и при их отсутствии.

На фиг. 20 представлен командный ИВЦ 8 с дисплеем ДП 55. Антенна 18 радиоприемного и передающего устройства РПУ 56 предназначена для приема и передачи информации. Выход с РПУ 56 связан с входом аналого-цифрового преобразователя АЦП 60, выход которого связан с входом блока измерений БИ 61, выход БИ 61 связан с первым входом блока управления БУ 62, выход БУ 63 связан с первыми входами, соответственно блока фиксации ВНК 63 и блока-фиксации ГНК 64. Первый выход блока задания режимов работы генератора БЗРГ 65 связан с третьим входом процессора (запоминающего устройства) ПР 66, первый выход ПР 66 связан с входом кварцевого генератора КГ 67, второй выход ПР 66 связан с первым входом распределителя Р 68, выход кварцевого генератора КГ 67 связан со вторым входом распределителя Р 68, третий вход распределителя Р 68 связан с третьим входом арифметического логического устройства АЛУ 69, выход кварцевого генератора КГ 67 связан с третьим входом программирующего устройства "ПРОГ" 70, второй вход блока управления БУ 62 связан с первым входом АЛУ 69 и с первым входом процессора ПP 66. Вторые входы БФ ВНК 63 и БФ ГНК 64 связаны с выходом блока определения ВНК и ГНК 71, третий вход БФ ВНK 63 связан с первым входом программирующего устройства "ПРОГ" 70, со вторым входом БУ 62, первым входом DP 66, первым входом АЛУ 69, третьим входом БФ ГНК 64, третий вход БФ ГНК 64 связан с первым входом "ПРОГ" 70, третьим входом БФ ВНК 63, со вторым входом БУ 62, с первым входом ПР 66, с первым входом АЛУ 69, выходы БФ ВНК 63 и БФ ГНК 64 связаны с входами в дисплей ДП 55, предназначенный для высвечивания на его экране границы 1 перспективной площади сбора углеводородов, местоположения разведочной скважины 2, местоположения намеченных радиальных направлений 6, местоположения трех сейсмоприемных станций СПС 7, местоположения командного ИВЦ 8, местоположения на радиальных направлениях 6 поисковых генераторов 9 электромагнитных волн, местоположений в случае формирования месторождения границ ГНК 26 и ВНК 27. Вторые входы ПР 66 и АЛУ 69 связаны между собой. Второй выход БЗРГ 65 связан со вторым входом программирующего устройства "ПРОГ" 70. Выход распределителя Р 68 связан с первыми входами регистров Р_i 72 (i= 1,..., n) последовательного перебора генераторов, находящихся на i-том радиусе. Выход блока обработки сейсмосигналов БОСС 73 связан со входом блока определения ВНК и ГНК (БОВНК И ГНК) 71 с помощью кодовой шины 74. Третьи входы БФ ВПК 63 и БФ ГНК 64 связаны с первым входом КУ 75. Выход АЛУ 69 связан со вторыми входами регистров R_i (j = 1,...,k), j -е выходы регистров R_i (j= 1,...,k), где К -число генераторов на каждом радиальном направлении 6, связаны между собой единым проводником со вторым входом кодирующего устройства КУ 75, выход программирующего устройства "ПРОГ" 70 связан с третьим входом кодирующего устройства КУ 75, выход кодирующего устройства 75 связан со входом РПУ 56, антенна 18 РПУ 56 предназначена для приема (посылки) закодированной информации по каналу 54, как показано на фиг. 20 от i-го генератора ЭМВ 4 или к нему (фиг. 21).

Генератор ЭМВ 4 расположен на транспортном средстве 76 (фиг. 21). В нем первый выход РПУ 56 связан с входом дешифратора команд ДК 77. Выход ДК 77 связан с входом процессора ПP 66, первый выход которого связан с первым входом распределителя Р 68. а второй выход связал с первыми, входами блока 78 величины тока в диполе 34, блока 79 частоты ω импульсов, 42 - 47, вводимых в диполь 34, блоков 80 углового отклонения ϕ оси генератора ЭМВ 40 от исходного положения ИО₁ (фиг. 18), проекций угловых скоростей оси генератора ЭМВ на оси неподвижной системы координат при совершении колебательных движений внутри заданного телесного угла 2 ϕ₀ и других необходимых параметров и, наконец, блока 81 исходной ориентации оси генератора ЭМВ 4 относительно вертикали ИД (фиг. 18) на угол α. Выход кварцевого генератора КГ 67 связан со вторым входом распределителя Р 68. Первый выход распределителя Р 68 связан со вторым входом блока 78, второй выход Р68 связан со вторым входом блока 79, третий выход Р 68 связав с вторым входом блока 80 и так далее. Наконец, последний выход Р 68 связан со вторым входом блока 81, выходы перечисленных блоков 78 - 81 связаны с входами кодирующего устройства КУ 75 и генератор-диполя транспортного средства ГДТС 82, выход кодирующего устройства КУ 75 связан с входом РПУ 56, второй выход (вход) РПУ 56 представляет передающую (приемную) антенну 18, связанную с помощью канала связи 54 с ИВЦ 8.

Измерительное оборудование разведочной скважины РС 2 включает устройство определения дебита газа УОДГ 57, дебита нефти УОДН 58, датчик температуры ДТ 59 и околоскважинное оборудование ОСО 48, связанное с измерительным оборудованием PC 2 (фиг. 22). Выход УОДН 58 связан со входом датчика дебита нефти ДДН 83, выход -УОДГ 57 связан с входом датчика дебита газа ДДГ 84, выход ДДГ 84 связан с первым входом второго УС 85, выход ДДН 83 связан с первым входом первого УС 85, выход блока начального дебита нефти БНДН 86 связан со вторым входом первого УС 85, выход первого УС 85 связан с входом первого триггера ТР 41, а выход первого ТР 41 связан с первым входом первого кодирующего устройства КУ 75, выход блока начального дебита газа БНДГ 87 связан со вторым входом второго УС 85, выход второго УС 85 связан с входом второго триггера ТР 41, выход второго триггера ТР 41 связан со вторым входом первого кодирующего устройства КУ 75, выход первого КУ 75 связан с первым входом радиопередающего и приемного устройства РПУ 56. Выход датчика температуры ДТ 59 связан с входом второго кодирующего устройства КУ 75, выход второго кодирующего устройства КУ 75 связан со вторым входом РПУ 56. Выход РПУ 56, представленных антенной 18, по каналу связи 54 связан с командным ИВЦ 8. В блоке задания режимов работы генератора БЗРГ 65 (фиг. 23) электромагнитных войн первый выход задающего генератора ЗГ 29 связан с первым входом смесителя частот СМ 32, второй выход задающего генератора ЗГ 29 связан с первым входом фазоуказателя ФУ 30, вход преобразователя угла ПРУ 88 связан с выходом датчика углового отклонения Δϕ оси генератора электромагнитных волн ГЗМВ 4 от перпендикуляра, опущенного на пласт (датчик на фиг. 23 не приведен). Выход ПРУ 88 связан со вторым входом фазоуказателя ФУ 30, выход которого связан с входом модулирующего генератора МГ 31. Выход МГ 31 связан со вторым входом СМ 32, выход СМ 32 связан со входом усилителя У 33, выход усилителя У 33 связан с входом ГЭМВ 4, который на фиг. 23 не приведен.

Выход датчика интенсивности геликонных волн ДИГВ 51 (фиг. 24) связан с входом аналого-цифрового преобразователя АЦП 60, выход которого имеет взаимную связь с арифметическим логическим устройством АЛУ 69, блоком долговременной памяти температуры ДВПТ 89 пласта, блоками оперативной извлеченной памяти температуры пласта ОП1, ОП2 90 с помощью кодовой шины 74. Первый выход блока ДВПТ 89 связан с входом блока ОП1, а его второй выход - с входом блока ОП2. Блок ОП1 90 предназначен для измерения температуры пласта при прохождении геликонных волн по пласту 3 между скважинами 14 и 2 при замкнутом переключателе П₁ и разомкнутом - П₂ 17, блок ОП2 - для измерения температуры пласта при прохождении геликонных волн по пласту 3 между скважинами 15 и 2 при замкнутом переключателе П₂ и разомкнутом - П₁. Блок ДВПТ 89 предназначен для хранения исходного значения температуры пласта 3 до начала его разогрева. Блоки ОП1 и ОП2 90 предназначены для определения температуры пласта как перед началом, так и во время его разогрева. Выходы ОП1 и ОП2 связаны с входами устройства сравнения УС 85. Первый выход устройства сравнения УС 85 связан каналом связи с помощью антенны 18 с командным ИБЦ 8 и предназначен для указания на оптимальный режим обогрева пласта при возрастании пластовой температуры Δθ >0, второй выход устройства сравнения УС 85 связан с входом БЗРГ 65, выходы которого предназначены для изменения параметров i и w работы диполей Д 34 и ввода коррекции в генераторы модулирующих сигналов МГ 31 при отрицательном приращении Δθ <0 пластовой температуры во время волнового воздействия на пласт (на фиг. 24 связь УС 85 с командным ИВЦ 8, Д 34 и МГ 31 не приведена).

Алгоритм работы сейсмоприемной станции для каждого радиуса перспективной площади (фиг.25) включает радиопередающее и приемное устройство РПУ 56 с антенной 18, выход с РПУ 56 связан с входом устройства, синхронизации УСХ 91, выход УСХ 91 связан с входом распределителя Р 68 сигналов, выход распределителя Р 68 связан с первыми входами ключей 92 К₁,...,К_n с помощью кодовой шины 74, вторые входы ключей 92 К₁,...,К_n с помощью кодовой шины 74 связаны с выходом блока 93 усиления и фильтрации БУФ, три входа которого связаны с выходами блоков 94 (X), (У), (Z) проекций амплитуды отраженного сигнала на оси неподвижной системы координат, полученные от данного поискового генератора 9, выходы ключей 92 К₁, ..., К_n. связаны с входом процессора ПР 66, n выводов которого связаны с n входами УС 85, (n+1)-вход которого связан с помощью кодовой шины 74 с выходом блока задания эталона БЗЭ 95, а n-выходов УС 85 связаны с n-входами блока формирования команд поисковым генераторам БФКПГ 96, выход которого соединен с входом РПУ 56.

Ниже (фиг. 26) рассматривается другой вариант способ и устройства, предназначенных для управления длиной четверти волны, по сравнению с вариантом, приведенным на фиг. 23.

Способ и устройство управления длиной четверти волны λ/4, не выходящей за пределы толщины пласта 3, содержит генераторы электромагнитных волн ГЭМВ₁, ГЭМВ₂, ..., ГЭМВ_n, оси 97 которых связаны с соответствующих входами датчиков 98 угловых скоростей ДУС₁, ДУС₂,...,ДУС_n, и датчиков 99 положения осей ДПО₁, ДПО₂, . . ., ДПО_n, оси 100 транспортных средств, на которых размещены ГЭМВ 4, связаны с входами датчиков 101 положения генераторов ДПГ₁, ДПГ₂,.., ДПГ_n в единой неподвижной системе координат (X, У, Z ), привязанной к устью разведочной скважины 2; первый, второй и третий выходы датчиков ДУС₁, ДУС₂,. . . , ДУС_n связаны с первым, вторых и третьим входами соответствующих аналого-цифровых преобразователей АЦП₁, АЦП₂, ..., АЦП_n 60; первый, второй и третий выходы датчиков ДПО₁, ДПО₂, ..., ДПО_n 99 связаны с четвертым, пятым и шестым входами соответствующих АЦД₁, АЦП₂, ..., АЦП_n 60; первый, второй и третий выходы датчиков положения генераторов ДПГ₁, ДПГ₂, ..., ДПГ_n 101 связаны с седьмым, восьмым, девятым входами соответствующих АЦД₁, АЦП₂, ..., АЦП_n 6О; первый, второй, третий, ..., девятый выходы АЦП₁, АЦД₂,..., АЦП_n 60 связаны с первым, вторым, третьим, ..., девятым входами соответствующих распределителей Р₁, Р₂, ..., Р_n 68; десятые входы соответствующих АЦП 60 и распределителей Р_i 68 ( i = 1, ...,n) связаны с выходом ИВЦ 8, канал связи 102 которого предназначен для ввода опросных значений о параметрах генераторов ЭВМ путем подачи тактового сигнала τ с выхода командного ИВЦ 8 на входы вышеуказанного аналого-цифрового преобразователя и распределителя; выходы соответствующих распределителей Р_i (i = 1, ..., n) с помощью кодовой шины 74 связаны с первым входом ИВЦ 8, второй вход ИВЦ 8 с помощью кодовой шины 74 связан с выходом блока 103 ввода исходных данных месторождения, первый, второй, третий, четвертый и пятый входы блока 103 ввода исходных данных месторождения предназначены для ввода характерных параметров (а, в, z, с_i и h), смысл которых будет пояснен ниже.

Кодовая шина 74 предназначена не только для ввода информации в ИВЦ 8, но и для вывода обработанных данных для λ_* ИВЦ 8 на входы БУГ1 - БУГ4, выходы которых связаны с входами, соответствующих ГЭМВ_i 4 (i= 1, ..., n) и предназначены для управления длиной четверти волны λ/4 , не выходящей за пределы толщины пласта 3.

Осуществление способа формирования и поиска месторождения углеводородов и работа оборудования для его осуществления состоят в следующем.

На поверхности Земли над предполагаемым нефтегазоносным пластом 3 (фиг. 1 и 2), имеющим граничный контур, обычно соответствующий линии 1 впадин между подземными возвышающимися структурами, размещают первую геолого-разведочную скважину 2, затем проводят всесторонние испытания скважины с отбором проб пластовых флюидов и керна, их анализами, геологическими, геофизическими и петрофизическими исследованиями керна и пластов, пересекаемых разведочной скважиной, испытания скважины на приток. Если получают нулевой приток или близкий к нулевому при положительных оценках предварительных анализов и исследований, то применяют методы интенсификации, способные вызвать приток (кислотную промывку, вибрацию на стенки скважины или на пласт с поверхности Земли, электрический разряд против пласта, его гидроразрыв, закачку пара или разогрев приствольной зоны электрическими или электромагнитными способами и другие). Рассматриваем худший случай, когда дополнительные методы такие дают отрицательный результат на приток. После этого продолжают разведку предполагаемого месторождения путем проводки следующих поисковых скважин с их иным расположением на разведочной площадки, повторяя при этом все вышеуказанные операции при испытаниях. При выборе места проводки разведочной скважины не исключена возможность попадания в линзу горных пород с нулевой нефтегазонасыщенностью, низкими значениями открытой пористости и проницаемости, не превосходящими их нижние пределы, и неизвестный контуром этой линзы в проекции на горизонтальную плоскость. Таких линз на перспективной площади может быть несколько, в связи с чем вероятность попадания в них возрастает. Надежных способов их оконтурирования на сегодняшний день пока не существует. Предлагаемый способ и оборудование для его осуществления позволяют решать и эту указанную задачу.

Теперь полагаем, что предварительное оконтурование таких линз завершено, все разведочные скважины попали в предполагаемый продуктивный пласт 3 с положительным прогнозом на нефть и газ и с реальным нулевым притоком. При этом наступает момент, когда в пору задуматься о причинах неудач испытания скважин на приток. Ответ может быть только один: действительное высокое углеводород-содержание в пласте существует, но сама залежь не сформирована природой, процесса разделения фаз (газа, нефти и воды) еще не произошло.

Задача предлагаемых способа и оборудования для его осуществления состоит в том, чтобы вмешаться в ускорение этого процесса и в сравнительно короткое время искусственно сформировать нефтегазовую залежь. Это будет выгодно при любых затратах, даже если придется привлечь для осуществления этого мощность Братской ГЭС, учитывая огромный резерв несформированных залежей, составляющий порядка 70 - 80% от всех существующих (сформированных и несформированных). Подготовка указанного резерва к эксплуатации путем использования предлагаемых способа и оборудования для его осуществления создать условия появления второго дыхания истощаемым запасам нефти и газа и составит очередной этап в энергетике нашего и последующих поколений.

Основу предлагаемого способа составляет надлежащее размещение внешних дополнительно к механическим электромагнитных волновых генераторов 4, являющихся теплоисточниками, на дневной поверхности Земли над предполагаемым нефтегазосодержащим пластом 3. При этом данные генераторы располагают по условным радиусам 6, исходящим из точки заложения разведочной скважины 2, или равномерно по площади таким образом, чтобы они охватывали своим теплоизлучением с некоторым взаимным перекрытием всю перспективную площадь. Четверть волны λ/4 генераторов электромагнитных волн 4 не выходит за пределы толщины пласта, пробегая за некоторое время Δt все ее точки, расположенные по направлению оси генератора. Часть Δ(λ/4) четверти волны, отстоящая от ее вершины в сторону ГЭМВ 4, манипулируется с помощью специального задающего генератора 29, модулирующего генератора 31, фазоуказателя 30 и смесителя частот 32 в высокочастотную тепловую волну 45 - 27 с длиной волны от 0,8 до 800 мкм (о законах распределения энергии излучения по различным направлениям и длинам волн (Алексеев Г. Н. Общая теплотехника. М.: Высшая школа, 1980, с. 231 - 241).

Манипуляция участка Δ(λ/4) четверти волны допускает три варианта (фиг. 15 - 17). В первом варианте (фиг. 15) задающий генератор ЗГ 29 несущих синусоидальных посылок 42 по первому выходу посылает сигнал в первый вход смесителя частот СМ 32, а по второму выходу 29 с помощью фазоуказателя ФУ 30 направляет сигнал в модулирующий генератор МГ 31, из которого он поступает в виде высокочастотной тепловой волны 45 к второму входу смесителя частот 32, а от него в виде манипулированной несущей волны 42 с высокочастотными тепловыми электромагнитными волнами 45 в вершинах несущей волны в точках поступает в усилитель У 33, из которого он подается в диполь Д 34 ГЭМВ 4, а из диполя четверть волны с тепловой электромагнитной волной в ее вершине подается в пласт, пробегая за время все его точки по направлению оси генератора от верхней до нижней границы пласта, отдавая энергию тепловых волн в среды (твердую, жидкую и газообразную). Каждая из фаз, получая тепловую энергию излучения в соответствии со своими тепловыми свойствами, начинает адекватно реагировать на поступление тепла, возникает и взаимный обмен теплом. На тепло больше всех среагирует газ, так как у него наибольший коэффициент объемного теплового расширения, затем жидкости (нефть и вода) и в последнюю очередь твердая фаза. Поскольку теплопроводность у твердого скелета пород низкая, то тепло будет аккумулироваться в насыщающих фазах, работая на их объемное расширение, что и требуется для ускорения процесса ликвидации эффекта замена.

Во втором варианте (фиг. 16) манипуляции участка Δ(λ/4) четверти волны сигнал на выходе задающего генератора ЗГ 29 поступает на вход усилителя Рейми УР 35, подключенный к выходу специального блока управления сколом (Упр. ск. ) 36, отвечает за манипуляцию электромагнитного сигнала 43, поступающего от ЗГ 29 по первому входу 35, в сигнал 46, который поступает с выхода 35 на вход диполя Д 34, а из него усиленный ущербный импульс поступает в пласт. При этом происходит попеременная переполяризация скелета твердой фазы по синусоидальному закону, а в месте ущербного импульса за некоторое время Δt₁, равное времени жизни скола формы импульса, осуществляется выделение тепловой энергии, прямо пропорциональное квадрату (I•Δt₁)² (Справочник по элементарной Физике. Кошкин Н.И., Ширкевич М.Г. М.: Наука, 1988, с. 147). Скол импульса представляет собой крутой передний фронт, содержащий бесконечное число гармонических составляющих и крутизна импульса определяет величину выделенной тепловой энергии в заданной зоне пласта, что предпочтительнее передачи энергии при синусоидальных импульсах. Эта тепловая энергия путем теплопередачи нагревает содержащиеся в порах в дискретном состоянии четки нефти, воды и газа, вызывая их объемное расширение. Кроме того, переполяризация скелета твердой фазы и одновременно возвратно-поступательное движение заряженных диполей в жидкости и газе от воздействия высокочастотного электромагнитного поля приводит к тепловым потерям в скелете за счет образования гистерезисных явлений в процессе поляризации диэлектрика скелета вектором электрического поля электромагнитной волны, в насыщающих флюидах за счет работы по преодолению сил трения, а также теплопередача от скелета флюидам, что при некоторой критической температуре θ^* вызывает образование непрерывных газовой и нефтяной фаз и возникновение всплывающих сил по закону Архимеда, действующих насказанные фазы газа и нефти в направлении верхней границы пласта и вышеуказанные операции производят до появления газонефтяного и водонефтяного контактов, регистрируемых и контролируемых с дневной поверхности с помощью сейсмоприемных станций СПС1, СПС2, СПС3 и вторичного испытания разведочной скважины 2 до появления дебита газа и нефти.

В третьем варианте (фиг. 17) для упрощения и повышения надежности посылки электрического импульса от первого выхода задающего генератора ЗГ 29 на первый вход схемы 2И 40, от второго выхода. ЗГ 29 на первый вход фазоуказателя ФУ 30, который дает импульс на вход управления промежуточного триггера 41 или по второму выходу 30 импульс на сброс ко второму входу промежуточного триггера 41, а далее по выходу из 41 на вход модулирующего генератора 31, а с выхода 31 на второй вход схемы 2И 40, по выходу 40 на счетный вход триггера ТР 38, состоящего из двух плеч, правое плечо которого формирует импульс включения тиристорного преобразователя ТП 37, а левое - импульс его выключения через вход и выход коммутирующего контура КК 39 на второй вход тиристорного преобразователя ОП 37, а по выходу ТП 37 на вход диполя Д 34. Посылка электрического сигнала прямоугольного профиля 44 с наложением высокочастотных тепловых электромагнитных волн 47 с участием модулирующего генератора 31, промежуточного триггера 41 и фазоуказателя 30 и схемы 2И отличается высокой эффективностью воздействия на породу и содержащиеся в ней флюиды, так как почти вся энергия электромагнитного тля в течение прохождения четверти волны по толщине пласта может превращаться в тепловую. Вышесказанное относится к механизму воздействия электромагнитных волн на скелет породы и содержащиеся в ней флюиды, приводящего в конечном результате к разделению фаз и их всплыванию применимо и к третьему варианту.

Диполи 34 генераторов электромагнитных волн 4 посылают импульсы на подземных пласт 3 по наиболее эффективно воздействующему на разогрев пласта варианту (фиг. 15 - 17). Это становится известным после опробования каждого варианта и после измерения соответствующего роста температуры Δθ пласта. С помощью посылаемых импульсов разогрев пород пласта 3 производят как в макрообъеме, охватывающим кубометры пород, так и в микрообъеме, охватывающем объемы, сравнимые с объемом зерен скелета пород и объемом пор, пропорциональным r³, где r - гидравлический радиус пор, поэтому перед разогревом пласта важно знать распределение пор по гидравлическим радиусам, изучение которого производят путем предварительных петрофизических лабораторных исследований отобранного из разведочной скважины керна. Внешние теплоисточники представляют собой генераторы 4 электромагнитных волн, расположенные по радиусам 6 (фиг. 1) в виде замкнутых галерей, покрывающих своим электромагнитным облучением кольцевые площади 5, разбивающие всю площадь круга, охватывающего на плане (вид сверху) грани нефтегазоперспективного пласта. Угол γ между радиусами r_i обеспечивает тепловое покрытие всей перспективной на нефть и газ площади. При этом следует заметить, что такое размещение генераторов 4 не является единственно возможным и допускает и другое размещение, например в виде кольцевых галерей, при этом расстояние между генераторами 4 внутри колец 5 и между собой в соседних кольцах выбирают примерно одинаковое так, чтобы выполнялось равномерно тепловое покрытие указанной площади.

На площади предполагаемого месторождения размещают примерно под углом 120^o три сейсмоприемных станции 7 с сейсмоприемниками, с помощью которых контролируют появление газонефтяного и водонефтяного контактов после ликвидации эффекта Жамена в объеме нефтегазоносного пласта 3. Примерно в середине каждого радиуса r_i 6 назначают поисковый, генератор 9 электромагнитных волн, который осуществляет локацию пласта вдоль радиуса 6. При отсутствии в пласте газонефтяного и водонефтяного контактов отраженные с пласта волны будут иметь одну интенсивность, а с появлением указанных контактов интенсивность отравленных волн будет другой, резко изменится, изменится и величина амплитуды отраженной волны. Сейспоприемные станции 7 с сейсмоприемниками определяют координаты места локации и фиксируют интенсивность отраженных волн, величину их амплитуды. Информацию об интенсивности отраженных волн, их амплитуде, номере радиуса r, координатах места локации сейсмоприемные станции 7 по линии связи передают центральный информационно-вычислительный центр 8, размещенный на площади предполагаемого месторождения или вблизи ее, который эту информацию учитывает, обрабатывает, вводит корректуру в работу генераторов 4, отдает команды на включение или выключение поисковых генераторов 9, сейскоприемных станций 7, высвечивает на экране дисплея важную информацию о состоянии разогреваемого пласта 3, его температуре, появлении или непоявлении газонефтяного (ГНК) и водонефтяного (ВПК) контактов. Выше перспективного пласта 3 находится пласт-покрышка 10, который являлся материнской толщей и генерировал в пласт 3 углеводород в процессе длительного геологического времени. Снизу пласта 3 находится подошвенный пласт 11, состоящий из плотных плохопроницаемых пород. Пласт 3 составляет угол α с горизонтальной плоскостью. Превышение самой верхней части пласта над самой нижней его частью составляет высоту Н. Если позволяют условия местности, то первую разведочную скважину 2 стараются провести в самую верхнюю часть пласта (разрез А-А, фиг. 2, выполненный на фиг. 1).

На площади предполагаемого месторождения размещают также механические волновые генераторы (вибраторы), как это делается в прототипе. Они создают упругие колебания на пласт 3. Часть энергии упругих колебаний превращается в тепловую и идет на общее нагревание пласта. Эти механические волновые генераторы являются в некоторой степени внешними теплоисточниками, управляемыми с дневной поверхности я применяемыми для оперативного воздействия на пласт в процессе добычи углеводородов для интенсификации дебита и вторичного воздействия на содержащиеся флюиды в пласте, при котором теплоноситель подают в пласт в виде волновой энергии.

В прототипе задача разогрева пласта не ставилась и не подозревалась ее важность. Механические волновые генераторы на приводимых фигурах не указываются, хотя они вполне могут присутствовать и выполнять свои функции как по локации пласта, так и по его частичному разогреву.

Форма перспективного на нефть и газ пласта не обязательно должна быть такой, как на фиг. 1 - 2. Она может иметь форму в виде некоторого сектора, вершина центрального угла которого находится на оси разведочной скважины 2. Оказанное выше полностью относится в равной степени и к этому виду пласта (фиг. 3, 4).

При осложняющих факторах, когда над углеводородсодержащим пластом 3 и над пластом-покрышкой 10 находится водонасыщенный пласт или траппы 12, необходима проводка двух дополнительных скважин 14 и 15, связывающих дневную Поверхность 13 с границами пласта 3 (фиг. 5 и 6). Обсадные колонны 14 , 15 этих дополнительных скважин имеет наружную электроизоляцию 16 боковой поверхности, а их внутренняя боковая поверхность электропроводящая и имеет электрический контакт, соответственно, с верхней и нижней границами пласта 3, благодаря чему образуют две антенны 18 для передачи и приема электромагнитных импульсов, соответственно, от генераторов электромагнитных волн (ГЭМВ)_i 4 и отраженных от газо- и водонефтяных контактов (ГКН и ВПК). Передача электромагнитных импульсов на антенны 18 дополнительных скважин может осуществляться последовательно как от отдельных генераторов 4, так и от группы генераторов вплоть до включения общего количества, обслуживающего всю площадь предполагаемого месторождения. Если передача электромагнитных импульсов осуществляется на антенны 18 двух дополнительных скважин 14 и 15, то импульсы в каждый из полупериодов имеют разные полярности для надежного прогрева всего объема пласта за счет электропроводности, переполяризации скелета пористою, среды, подвижности заряженных жидких и газообразных ионов насыщающих флюидов. Соленоиды 19, установленные на обсадных колоннах в устьях разведочной 2 и дополнительных скважин 14 и 15, обмотки которых соединены так, что образуются электромагниты, магнитные силовые линии которых пронизывают весь объем среды, находящейся между обсадными колоннами, служащими полюсами электромагнита.

На фиг. 5 между направлениями радиусов R_i и R_i+1 показано размещение оборудования и дополнительных скважин, а на фиг. 6 - разрез С-С на фиг. 5. Благодаря наличию двух переключателей П₁, П₂ 17 (фиг. 6) имеется возможность, замыкая один и размыкая другой переключатель, варьировать зону охвата магнитным полем между обсадными колоннами разведочной 2 и дополнительных скважин 14 и 15. При использовании механических волновых генераторов, расположенных на дневной поверхности 13 предполагаемого месторождения, их стальные корпусы дополнительно оснащены соленоидами с последовательно соединенными обмотками, по которым пропускают постоянный ток или в виде импульсов с периодом, согласованным с периодом импульсов в диполях электромагнитных генераторов 4, в результате чего они становятся электромагнитом. Магнитное поле пронизывает объем пород, включая объем пласта с углеводородами между полюсами такого электромагнита. Электромагнит, сердечником которого являются корпусы механических волновых генераторов, на представленных фигурах не приводится. Дополнительное постоянное магнитное поле, пронизывающее породы от поверхности Земли до углеводородсодержащего пласта включительно, необходимо для свободного прохождения электромагнитных волн ГЭМВ 4 через природные преграды в виде упомянутых выше осложняющих факторов. Постоянное магнитное поле является условием образования специальных геликонных волн в результате облучения среды электромагнитными волнами, эта среда становится проницаемой для ЭМВ даже при наличии осложняющих факторов (см. статью Константинов О.В., Перель В. И. в журнале "экспериментальная и теоретическая физика", т. 38, 1960, с. 161; журнал. "Наука и жизнь", N 11, 1986, с. 27 - 31. Плазма в полупроводниках и геликоны). Геликонные волны являются переносчиками энергии от ГЭМВ 4 до обогреваемого пласта. В результате нагрева пласта меняется его температура θ, а следовательно, и его свойства и электрические в том числе, что однозначно отражается на величине интенсивности геликонных волн, проходящих вдоль магнитных силовых линий. Следовательно, используя датчики 51 (ДИГВ1, ДИГВ2) интенсивности геликонных волн 52, проходящих по пласту от обсадных колонн 14 и 15 дополнительных скважин 14 и 15 до обсадной колонны разведочной скважины 2 и устройство 53 (УОР ТП) определения рабочей температуры пласта, принимающее сигналы от датчиков 51, следят за изменением температуры нагреваемого пласта (фиг. 19). В случае, если температура пласта не достигла значения θ^*, или температура θ растет неудовлетворительно, устройство управления работой ГЭМВ_i, связанное с устройством УОРТП 53 связью 54, вводит корректуру в рабочие параметры ГЭМВ_i 4, чтобы температура пласта θ росла или увеличивалась к значению θ большими темпами. Оборудование 49 и 50 (ОДС1, ОДС2) дополнительных скважин имеет взаимную связь с околоскважинным оборудованием ОСО 48 разведочной скважины 2. Информация об интенсивности геликонных волн 52 поступает на ОСО 48, перерабатывается в цифровую и передается на командный ИВЦ 8, информация с которого о появлении ГНК 26 и ВНК 27 (фиг. 11 - 14) поступает на экран дисплея ДП 55 (фиг. 19 и 20). Импульсы электромагнитных волн от генераторов ГЭМВ 4 принимаются приемо-передающими радиостанциями РПУ 55 (ОДС1) 49 и (ОДС2)50, оснащенными антеннами 18, и поступает по обсадным колоннам 14 и 15 дополнительных скважин 14 и 15 в обогреваемый пласт, проходя через который в виде гели-конных волн, принимаются обсадной колонной разведочной скважины 2 и поступают в цифровом виде на РПУ 56 ОСО 48, а затем на РПУ 56 ИВЦ 8. Контроль появления ГНК и НИК при прогреве углеводородсодержащего пласта 3 осуществляют с помощью УОДГ 57, УОДН 58 и датчика температуры ДТ 59, размещенных в разведочной скважине 2 и входящих в ОСО 48. Этот контроль является независимым по отношению к данным о температуре θ, выдаваемым УОРТП 53, так как после ликвидации эффекта Жамена в пласте появляются ГНК, ВПК и реальный приток флюидов в PC 2.

При площадном расположении ГЭМВ 4 (фиг. 1) и наличии внешнего постоянного магнитного поля, пронизывающего породы вплоть до обогреваемого пласта включительно, обогрев производят геликонными волнами, несущими не себе тепловые волны высокой частоты.

Энергию в обогреваемый пласт 3 можно посылать от ГЭМВ 4 и непосредственно через антенны 18 обсадных колонн 14' и 15', имеющих электрический контакт с границами пласта. При этом импульсы поступают на границы пласта (верхнюю и нижнюю) противоположных полярностей. За температурой пласта следят по показаниям ДТ 59, информация с которого поступает на РПУ 56 ОСО 48 и по связи 54 на РНУ 56 ИВЦ 8 с дисплеем ДП 55. На экране дисплея ДП 55 цифровая информация об изменяющейся температуре пласта наблюдается визуально.

Через некоторое время прогрева пласта, которое может составлять 4 ч, сутки, несколько суток, генераторы ЭМВ 4 выводят из режима обогрева, а два из них переводят в режим поисковых, один из которых посылает электромагнитные волны по обсадной колонне 15 дополнительной скважины 15', а другой принимает их по обсадной колонне 14 дополнительной скважины 14'. Принимаемые сигналы (величины проекций: амплитуд на неподвижные оси координат) анализируются тремя сейсмоприейными станциями 7. В случае появления ГНК 26 и ВНК 27 после ликвидации эффекта Жамена в объеме пласта вследствие четкого и резкого изменения плотностей при переходе через их границы раздела направление вектора амплитуды принимаемого сигнала до и после ликвидации эффекта Жамена, определяемого координатами (X, Y и Z) неподвижной системы координат, соответственно, резко изменится, что визуально наблюдают на экране ДД 55 благодаря информации, поступающей с СПС1, СПС2, СПО3 7 по связи 54 на РПУ 56 ИВЦ 8, а с ИВЦ 8 да ДП 55.

При отсутствии осложняющих факторов над пластом 3 проводка дополнительных скважин не требуется, постоянное магнитное поле в случае необходимости издают с помощью соленоидов, размещенных на корпусах механических волновых генераторов и на обсадной колонне разведочной скважины PC 2, обмотки которых соединены последовательно с образованием двух полюсов магнита при пропускании по ним постоянного электрического тока. Создание постоянного магнитного поля, пронизывающего пласт 3, дает возможность получить геликонные волны при облучении перспективной площади ГЭМВ 4 и использовать их в определенном режиме включения для определения температуры пласта с помощью датчика ДИГВ 51 и УОРТП 53, как это описано выше. Выгода от использования ДИГВ и УОРТП заключается в том, что процесс обогрева пласта можно полностью автоматизировать до достижения конечной цели включительно.

Если отсутствуют осложняющие факторы над пластом 3 и при этом не использовать внешнего постоянного магнитного поля, то на фиг. 13 останется связь между ОСО 48, ИВЦ 8 с ДП 55, ГЭМВ_i 4 (i = 1,..., n), СПС1, СПС2, СПС3, осуществляемая с помощью РПУ 56, антенн 18 и связи 54. В этом случае управление процессом обогрева пласта 3 берет на себя ИВЦ 8, который учитывает информацию, поступающую к нему от УОДГ 57, УОДН 58, ДТ 59 и со СПС1, СПС2, СПС3 7, отслеживающих появление ГНК 26, ВНК 27 путем улавливания отраженных ЭМВ поисковыми ГЭМВ 9 и их анализа в ИВЦ 8.

Перед нагревом пласта 3 внутри перового пространства, образуемого зернами 20 скелета, насыщающие органические флюиды - нефть 22 и газ 23, находятся в водной фазе 21 в дискретном (разорванном) состоянии (фиг. 7 и 8). После надлежащего разогрева пласта до температуры θ^*, когда расширяющийся газ 23 образует непрерывную фазу (фиг. 9 и 10), делая при этом расширении непрерывной и нефтяную фазу 22 (фиг. 9 и 10), появляется всплывающая сила по закону Архимеда, направленная вверх и действующая на органические среды (газ и нефть). Если общий объем их достаточен, то всплывающая сила преодолевает силы сопротивления (трения покоя) и начинается их непреодолимое движение в верхнюю часть пласта, формируя газонефтяной 26 и водонефтяной 27 контакты. В результате этого появляется газовый купол, находящийся внутри пор скелета пласта выше газонефтяного контакта 26, а между контактами ГНК 26 и ВНУ 27 появляется в перовою пространстве пласта 3 нефтяная залежь. В нижней части нефтяной залежи образуется, как описывалось выше, переходная зона 28, состоящая из смеси нефти и воды, т.е. нефтяной фазы, не сумевшей всплыть из-за непрерывно уменьшающейся всплывающей силы по мере всплывания нефтяного "айсберга" (фиг. 13 и 14).

Перспективная площадь на нефть и газ с контуром 1 и пластом 3, содержащим углеводороды, может иметь осложняющие факторы не только в виде водоносного пласта 12 или траппов, находящихся выше пласта по вертикали, но и осложняющие факторы при закладке поисковых разведочных скважин 2 в виде линз пород 24 с контуром 25, выходящих размерами за пределы толщины пласта, распространенных по площади и имеющих нулевую нефтегазонасыщенность, а также пористость и проницаемость со значениями, не превосходящими их нижние пределы. При этом важно предварительно определить границы этих линз, чтобы не закладывать дорогостоящие поисковые разведочные скважины 2 не там, где нужно, а также не тратить энергию на обогрев балласта, пересекающего пласт 3 (фиг. 11 и 12). Границы этих линз определяют с помощью поисковых генераторов 9 электромагнитных волн, осуществляющих локация пласта 3 вдоль радиусов r_i, и сейсмоприемных станций 7 СПС1, СПС2, СПС3 с сейсмоприемниками, улавливающимм отраженные волны. Интенсивность отраженных волн и их амплитуда различны при локации участков 24 с границами 25 и участков пласта 3, содержащих углеводороды. Это различие служит основой для оконтуривания линз пород с нулевой нефтенасыщенностью. После нахождения границ 52 приступают к проводке скважины 2 и в случае наличия эффекта Жамена в объеме пласта 3 приступают к его разогреву с помощью ГЭМВ_i 4, равномерно и одновременно разогревающих всю перспективную на нефть и газ площадь пласта, содержащуюся внутри контура 1 и вне границ 25, до температуры θ^*, при которой начинается всплывание углеводородов и образование ГНК 26 и ВНК 27, как указывалось выше (фиг. 11 и 12).

При этом следует заметить, что параметры (интенсивность и амплитуда) отраженного сигнала от поверхности линзы 25 с нулевой нефтегазонасыщенностью должны отличаться от параметров отраженного сигнала от водонефтяного контакта и по всему радиусу r_i, что позволяет дифференцированно определить вид насыщения перового пространства породы: степень влажности; нефтенасыщенности и газонасыщенности; долю смеси углеводородов и воды эффект; амена.

При локации пласта 3 теплоизлучающие генераторы 4 отключают, а поисковый генератор 9, находящийся на радиусе r_i, работает при всех остальных отключенных генераторах, в том числе и поисковых на других радиусах. При этом ловятся отражения сигнала от точки на фиксированном радиусе. Сейсмоприемники отыскивают ВНК на данном фиксированном радиусе по максимальной амплитуде отраженной волны или накопленному сигналу за заданное время.

Как только на данном радиусе нашли ВНК, происходит отключение этого поискового генератора и включение следующего поискового генератора на следующем радиусе. Перебор поисковых генераторов, приданных соответствующим радиусам, занимает относительно небольшое время и пласт за это время не успевает остыть. Если последовательный поиск ВНК по всем радиусам показал, что его не появилось, то все поисковые генераторы 9 переводят вместе с остальными в режим теплоизлучающих генераторов ЭМВ 4.

В период работы генераторов 4 и 9 в режиме обогрева сейсмоприемные станции 7 отключают.

Обозначив насыщенности порового пространства пласта 3 при температуре θ^* газом γ₁, нефтью γ₂, водой γ₃, имеет известное соотношение

Объем V пласта 3, заключенный между пластами 10 и 11, в обозначения (фиг. 13, 14) имеет вид

Тогда объем, занимаемый флюидами в объеме пласта 3, будет равен mV, где m - открытая пористость.

Выталкивающая сила F_в, действующая на непрерывно распределенные объемы газа и нефти вдоль пласта после его разогрева до температуры θ^* с учетом суммарных весов газа и нефти Р и силы сопротивления F_с их движению
F_в = (F_a-P-F_c)sinα
где F_a = mV(γ₁+γ₂)ρ₃g - сила Архимеда; направленная вертикально вверх;
P = mVγ₁ρ₁g+mVγ₂ρ₂g = mVg(γ₁ρ₁+γ₂ρ₂) - сила тяжести газа и нефти в порах пласта 3;
g - ускорение силы тяжести;
ρ₁, ρ₂, ρ₃ - соответственно плотности газа, нефти и воды при температуре θ^*,
,
где τ - потеря напора на трение в пределах размеров примерно одной твердой частицы;

где ;
R_e - число Рейнольдса;
d - четырехкратный гидравличевский радиус трубки;
l - длина трубки;
U - скорость
(Чарный И. А. Подземная гидрогазодинамика. М. :Госуд. научно-технич. изд-во нефтяной и горно-топливной литературы, 1963, с. 27 - 29).

Объем нефти и газа, вытесненный вверх силой Архимеда при достижении температуры пласта θ^* и подъеме его нижнего края на dH (фиг. 13), даст появление газового купола с высотой Z_г и высоту Z_н нефтяного слоя

где
Подставляя вместо dH его предельную величину H_о в величину (g₁ - g₂), будем иметь соответствующие выражения для Z_г и Z_н при окончательном формировании месторождения. Аналитически получить Z_г и Z_н более строго не представляется возможным, так как отмечалось выше, что этот процесс нестационарен с переменными граничными условиями

Часть углеводородсодержащего пласта с его вертикальным разрезом А'AOO', разведочная скважина 2 в вертикальной плоскости разреза, уровень 13 земной поверхности MN в этой плоскости, теплоизлучающий генератор электромагнитных волн ГЭМВ 4, распложенный в точке И над земной поверхностью, ось ИО₁ которого в исходном положении сориентирована относительно вертикали ИД не угол α, причем ИО₁ находится в вертикальной плоскости, проходящей через ось разведочной скважины, и направлена перпендикулярно АО в точке О₁, с телесным углом 2ϕ₀ облучения части пласта генератором ГЭМВ 4, внутри которого производят нагрев части площади, ограниченной замкнутой пространственной кривой ВЕСВ пересечения боковой поверхности конуса телесного угла 2ϕ₀ излучающего ГЭМВ с верхней боковой конической поверхностью пласта 3, с максимальным угловым отклонением от вертикальной плоскости MNAO облучаемых точек В и С пласта на величину γ/2, с наклоном пласта 3 к горизонтальной плоскости с ее следом АГ в вертикальной плоскости MNAO на угол α представлены на фиг. 18.

Обозначим α₁, α₂, α₃ направляющие углы исходного ориентирования оси генератора ГЭМВ 4, размещенного в точке И (Х_i, Y_i и Z_i) в некоторой неподвижной системе прямоугольных координат с началом, привязанным к устью разведочной скважины 2, ω₁, ω₂, ω₃ - проекции угловой скорости при вращении оси ГЭМВ 4 около шарнира, размещенного в точке И внутри телесного угла 2 ϕ₀.

Внешняя поверхность пласта 3 описывается некоторой конической поверхностью.

Прямая, проведенная из точки И (X_i, Y_i и X_i) до пересечения с конической поверхностью пласта 3, имеет направляющий вектор

где t - время, тогда уравнение этой прямой в параметрическом виде

где ε - параметр.

Уравнение конической поверхности с вершиной конуса (0,0,Z₁) имеет вид

при известной направляющей
X20

Решая (I) и (II) совместно, найдем координаты (X_*, Y_*, Z_*) точки их пересечения:

Параметр ε определяют из уравнения
A₀ε²+A₁ε+A₂ = 0,
где

Из двух значений ε₁, ε₂ выбирают подходящее по смыслу. Расстояние d_* от точки (X_i, Y_i и Z_i) до верхней конической поверхности пласта 3 определяют из известного соотношения
d_*=[(X_*-X_i)²+(Y_*-Y_i) ²+(Z_*-Z_i)²]^1/2.

Уравнение нормали к конической поверхности пласта 3 имеет вид

Угол между нормалью к конической поверхности и прямой, проходящей через две точки (X_i, Y_i и Z_i) и (X_*, Y_* и Z_*)
,
составляет
δ,
.

Отсюда находят необходимую четверть волны λ_*/4
,
приходяющуюся всегда на середину пласта 3 при его теплообработке, где h - толщина пласта, с = КД (фиг. 18).

Диполи 34 генераторов ЭМВ 4 вырабатывают несущие синусоидальные посылки 42 и 44 электромагнитного поля с пучностями, приходящимися приходящимися на середину толщины пласта, причем на верхнюю и нижнюю границы пласта соответственно включают и выключают модулирующее электромагнитное поле повышенной частоты 45 и 47, накладываемое на несущую синусоидальную посылку (фиг. 15 и 17). Границы обогреваемой толщи пласта регулируют по сигналу фазоуказателя 30, подключенного к выходу задающего генератора 29 несущей синусоидальной посылки 42, частоту несущего синусоидального сигнала электромагнитного поля определяют по глубине предполагаемого продуктивного пласта, до результатам предварительных геологических и геофизических изысканий, а частоту модулирующего высокочастотного заполняющего электромагнитного поля выбирают исходя из распределения ν(r) размеров пор пласта и теплового излучения, причем высокочастотным манипулированным электромагнитным полей одновременно вызывают тепловое излучение, возвратно-поступательное движение флюидов и попеременную переполяризацию скелета пласта, приводящую к тепловым потерям в скелете за счет образования гистерезисных явлений в процессе поляризации диэлектрика скелета вектором электрического поля электромагнитной волны (фиг. 15 - 17); совместное движение флюидов и теплопередачу от скелета флюидам используют для образования непрерывных газовой и нефтяной фаз, приводящих к появлению всплывающих сил и действующих на указанные фазы в направлении верхней границы пласта и вышеуказанные операции производят до появления газонефтяного 26 и водонефтяного 27 контактов, регистрируемых и контролируемых с дневной поверхности 13 с помощью сейсмоприемных станций 7 с сейсмоприемниками и вторичного испытания разведочной скважины 2 до появления дебита газа и нефти.

Для контроля окончания процесса сформирования месторождения углеводородов и прекращения работ по разогреву пласта, экономии энергии и трудозатрат волновые генераторы 4 устанавливают на радиусах между разведочной скважиной 2 и границей 1 площади сбора углеводородов, вдоль каждого радиуса 6 осуществляют поиск газо-и водонефтяных контактов путем посылки волновых импульсов от поисковых генераторов 9 и приема их отражений сейсмоприемными станциями 7 с сейсмоприемниками, а информацию с сейсмоприемных станции передают в командный информационно-вычислительный центр ИВЦ 8 для определения координат границ газо- и водонефтяных контактов 26 и 27 на каждом из радиусов 6 и последующего их высвечивания на экране дисплея ДЦ 55, а по вертикальной координате границ газо- и водонефтяных контактов судят о глубине размещения газо- и водонефтяных контактов всего месторождения.

Информацию отраженных сигналов по каждому радиусу снимают с сейсмоприемников, установленных на предполагаемой площади месторождения, подают по каналам передачи информации на сейсмоприемные станции 7, где производят накопление сигналов по амплитуде, а об окончании процесса образования газо- и водонефтяных контактов в точках радиусов судят по наличию максимального накопленного сигнала за одно и то же время воздействия волновым полем.

Для формирования и поиска месторождения углеводородов путем предварительного разогрева предполагаемого газонефтяного пласта, содержащего линзовидные включения, выходящие за пределы толщины пласта, с нулевой насыщенностью углеводородами оконтуривание этих линз производят по отраженным сигналам, принимаемым сейсмоприемниками, связанными с сейсмоприемными станциями 7 при поиске газо- и водонефтяных контактов поисковыми генераторами 9 в радиальных направлениях 6 между разведочной скважиной 2 и границей 1 площади сбора углеводородов, где производят накопление сигналов по амплитуде за одно и то же время воздействия волновым полем, площадь и границу линзы 24 характеризуют накопленные сигналы одинакового уровня, которые с учетом координат границы 25 линзы выводя на экран дисплея ДП 55, после чего принимают ответственное решение о закладке последующих разведочных скважин.

В случае наличия водоносного пласта или слоя траппов 12 над предполагаемым продуктивным пластом поиск образования газо- и воцонефтяных контактов 26 и 27 сформированного месторождения осуществляют путем посылки волновых сигналов через наружно электроизолированные обсадные колонны 14 и 15, причем посылку волнового сигнала осуществляют по имеющей электрический контакт обсадной колонне 15 с нижней границей продуктивного пласта 3, а прием отраженного сигнала от газо-водонефтяных контактов 26 и 27 осуществляют подругой, наружно электроизолированной обсадной колонне 14, имеющей электрический контакт с верхней границей пласта 3, а об окончании сформирования месторождения судят по одинаковой амплитуде отраженных от поверхности газо-водонефтяных контактов волн при равных временах вступления.

Дополнительно о появлении газо- и водонефтяных контактов после разогрева пласта до температуры θ волновым воздействием судят по наличию притока нефти и газа в разведочной скважине 2, которого не было во всех предварительных испытаниях из-за наличия эффекта Жамена в объеме пласта 3.

Оборудование для формирования и поиска месторождения углеводородов, включающее наземные генераторы (источники) волновой энергии 4, 9 внутри продуктивной площади, сейсмоприемные станции 7 с сейсмоприемниками, размещенные на площади предполагаемого месторождения, и испытательную разведочную скважину 2, выдающую нулевой приток в начальной стадии испытания и показавшую одновременно наличие углеводородов по геофизическим испытаниям и по керну, выполнено с диполями (Д) 34, которые подключают к выходам усилителей 33 сигналов, входы которых подключают к выходу смесителя частот 32, один вход смесителя 32 соединяют с выходом задающего генератора 29,несущего синусоидальные посылки 42 электромагнитных волн с пучностями, приходящимися на середину толщины пласта 3, а второй вход смесителя 32 через управляющий модулирующий, генератор 31 электромагнитных волн повышенной частоты 45 связывают с выходом фазоуказателя 30 сигнала задающего генератора, подключенного к выходу задающего генератора 29 несущих синусоидальные посылки 42 электромагнитных волн (фиг. 15).

В качестве упрощения вход электромагнитных диполей 34 подключают к выходу усилителя Рейми УР 35, один вход которого связывают с выходом задающего генератора 29 несущей частоты 43, а второй вход подключают к выходу регулятора (Упр. ск.) 36 фазы скола вершины импульса (фиг. 16).

Для упрощения и повышения надежности вход электромагнитных диполей 34 подключают к выходам тиристорных преобразователей 37, содержащих контуры искусственной коммутации 39, причем вход включения преобразователей связывают с первым выходом первого триггера 38, вход выключения через коммутирующий, контур 39 связывают со вторым выходом первого триггера 39, вход первого триггера 38 связывают с выходом элемента 2И 40, один вход которого подключают к выходу задающего генератора 29 несущих электромагнитных волн 44, второй вход элемента 2И 40 через генератор 31 модулирующего высокочастотного напряжения связывают с выходом второго триггера 41, входы которого подключают к выходам фазоуказателя 30, вход которого связывают с задающим генератором 29 несущих электромагнитных волн 44 (фиг. 17).

Назначение устройств (фиг. 15 - 17) состоит в обеспечении тепловыделения в объеме пласта за счет формирования тепловых волн 45 - 47 на выходе этих устройств, а также за счет переполяризации скелета, связанной с тепловыми потерями в нем.

При наличии осложняющих факторов в виде водоносного пласта или траппов, расположенных над пластом 3, препятствующих проникновению электромагнитных волна нефтегазоносный пласт, для разогрева пласта применяют блок-схему устройства (фиг. 19). Устройство включает оборудование дополнительных скважин 14 и 15 (ОДС1) 49 и (ОДС2) 50, оснащенное РПУ 56 с антеннами 18, разведочную скважину 2, оснащенную ОСО 48, включающим УОДГ 57, УОДН 58, ДТ 59, РПУ 56 с антенной 18, ИВЦ 8 с дисплеем ДП 55 и РПУ 56 с антенной 18, генераторы ГЭМВ_i (i = 1,2, ..., n) с РПУ и антеннами 18, три сейсмоприемные станции 7 СПС1, СПС2, СПС3 с сейсмоприемниками и антеннами 18. ОДС1 и ОДС2 имеют взаимную связь и связь с помощью геликонных волн 52 с ОСО 48. ДИГВ1 имеет связь с ОДС1, ОСО 48 и УОРТП 53; ДИГВ2 имеет связь с ОДС2, ОСО 48 и УОРТП 53. Перечисленное оборудование имеет взаимный обмен информацией по каналу связи 54. С помощью соленоидов 19, сердечниками которых являются обсадные колонны скважин 2, 14 и 15, а также корпусы механических вибраторов в случае необходимости, обмотки которых соединены последовательно так, что обсадные колонны скважин 2, а также скважины 14 или 15 в зависимости от включения переключателей П₁ и П₂ 17 становятся полюсами одного и того же постоянного магнита, своими силовыми линиями пронизывающего пласт 3 при пропускании по соленоидам импульсов постоянного тока. Обсадные колонны скважины 14 и 15 имеют электрический контакт с границами пласта 3. При подаче разнополярных электромагнитных импульсов на антенны 18, связанные с внутренним проводящим слоем обсадных колонн скважин 14 и 15, границы пласта 3 будут менять полярности в каждый из полупериодов, что приведет к возникновению электрического тока между границами пласта и его нагреву. Кроме этого, электромагнитные импульсы на границы пласта могут подаваться в виде тепловых волн повышенной частоты, реализуемых с помощью устройств, приведенных на фиг. 15 - 17. Возникающие при этом геликонные волны дают информацию о термическом состоянии пласта. Датчики 51 ДИГВ1 и ДИГВ2, связанные взаимно с ОДС1 49, ОДС2 50 и ОСО 48, а также с УОРТП 53, дают информацию о скорости разогрева пласта. Получаемую информацию о степени разогрева пласта 3 ИВЦ 8 анализирует, график роста температуры выводят на экран ДП 55. В случае надобности ИВЦ 8 вводит коррекцию в работу ГЭМВ_i 4. Сейсмоприемные станции 7 с сейсмоприемниками в определенные промежутки времени, используя связь по обсадный колоннам скважин 14 и 15 и антеннам 18, производят улавливание отраженных волн. В случае появления ГНК 26 или ВПК 27 станция 7 зарегистрируют одинаковый накопленный сигнал за одно и то же время. Поскольку геликонные волны делают осложняющие факторы, указанные выше, проницаемыми для электромагнитных волн, то способ теплового воздействия на пласт 3 и контроль за появлением 1ГНК и ВПК остаются теми же, что и без осложняющих факторов над пластом 3.

Блок-схема ИВЦ 8 (фиг. 20) обеспечивает прием информации, ее обработку, кодирование, введение корректуры и вывод информации и команд по каналу 54 к ГЭМВ 4, расположенному на транспортном средстве 76 (фиг. 21).

Прием информации осуществляет РПУ 56 через антенну 18, затем она поступает на АЦП 60, где она кодируется и поступает в блок измерений БИ 61, затем в блок управления БУ 62, откуда она направляется в блоки 63, 64 фиксации ВПК и ГИК, а оттуда на дисплей ДП 55, на экране которого высвечивается информация о местоположении и наличии устройств с позициями 1, 2, 6, 7, 8, 9, 26 и 27, блок управления 62 формирует команды, которые согласуют с информацией БЗРГ 65, поступающей в "ПРОГ" 70 и в процессор ПР 66, а также взаимно с АЛУ 69, с распределителем Р 68 и КГ 67, связанным также с программирующим устройством "ПРОГ" 70.

Блок обработки сейсмосигналов БОСС 73 по кодовой шине 74 передает в блоки определения БО ВПК и ВО ГНК 71 информацию о координатах границ газо- и водонефтяных контактов, которая поступает с выхода на входы блоков БФ ВНК 63 и БФ ГНК 64, фиксирующих изображения контактов 26 и 27 на экране дисплея ДП 55.

В момент поиска газо- и водонефтяных контактов теплоизлучающие генераторы ГЭМВ 4 отключают, отключают также все поисковые генераторы 9, за исключением одного на некотором выбранною, радиусе 6. Последний посылает электромагнитные сигналы вдоль выбранного радиуса 6 по заданной программе, а координаты ГНК и ВНК определяют с помощью трех сейсмоприемников сейсмостанциями 7 по методу отраженных волн. После определенного времени работу этого поискового генератора 9 отключают и включают другой поисковый генератор 9 на следующем радиусе 6 и так далее, пока не будет полная картина появления ВНК и ГИК на каждом из радиусов 6.

Процедуру перебора радиусов 6 и соответственно поисковых генераторов 9 на них производят с помощью регистров R_i 72 (i= 1, ..., n), цепи управления которыми соединяют с выходами распределителя Р 68 и АЛУ 69.

После появления ГПК и ВНК на каждом из радиусов месторождения с выходов БФ ВНК 63 и БФ ГНК 64 информацию об этом посылают в кодирующее устройство КУ 75, которую далее посылают в РПУ 56 и через антенну 16 по каналу 54 подают на вход РПУ 56 транспортного средства 76, для отключения генератора-диполя транспортного средства 82 (фиг. 21).

В случае непоявления ГНК и ВИК на каждом из радиусов месторождения процессор ПР 66 переводит поисковые генераторы 9 в режим теплоизлучающих генераторов наравне с остальными ГЭМВ_i 4. Для задания режима работы ГДТС 82 и его коррекции в случае необходимости сигналы с выхода РПУ 56 подают на вход дешифратора команд ДК 77, выход которого подключают ко входу процессора ПР 66. Команды с выхода распределителя Р 68 о токе i и его частоте ω в диполе, а такие отклонении от вертикали на угол α и отклонении оси генератора 82 от исходного направления на угол ϕ внутри телесного угла облучения пласта 3 подают с устройств 78 - 81 на генератор ГДТС 82. Данные же о действительных значениях перечисленных величин режимов работы ГДТC 82 через кодирующее устройство КУ 75 и по каналу 54 подают на вход ИВЦ 8.

Устройства УОДГ 57, УОДН 58 (фиг. 22) для прямого определения дебита нефти и газа выдают информацию в процессе формирования месторождения в виде аналоговых сигналов, которые подают на входы формирующих устройств ДДН 83, ДДГ 84.

Действительные значения, параметров процессов в устройствах сравнения УС 85 сравнивают с заданными значениями от блоков БНДН 86 и БНДГ 87, а рассогласование между ними посылают на триггеры ТР 41, порог срабатывания которых настраивают на превышение допустимой ошибки измерения. Сигналы с выходов ТР 41 и показания о температуре пласта с выхода ДТ 59 через КУ 75 подают на вход РПУ 58, который связывают со входом НВЦ 8.

Пример настройки облучения на середину пласта по его толщине приведен на фиг. 23, который, в отличие от фиг. 15, имеет преобразователь угла ПРУ 89, преобразующий фактическое значение отклонения оси генератора ГЭМВ 4 от исходной ориентации на угол ± Δϕ в приращение четверти длины волны ± Δλ/4.

При колебаниях оси ГЭМВ_i 4 внутри телесного угла 2 ϕ₀ необходимо, чтобы пучность четверти длины волны постоянно находилась на середине толщины пласта 3, для чего необходимо вводить коррекцию на изменение угла ± Δϕ, а значит и изменение значения ± Δλ/4 что и осуществлено на фиг. 23. Характер изменения четверти длины несущей волны λ/4 в зависимости от отклонения угла управления осью генератора ± Δϕ подразумевает коррекцию исходной четверти длины волны λ₁/4 на величину ΔH и приведен на фиг. 23 в виде сигналов 45 - 47. Форма импульса задающего генератора ЗГ 29 синусоидальная и является несущей (транспортирующей. ) волной для высокочастотных тепловых вели, которые накладываются в вершине четверти волны, определяемой с помощью фазоуказателя 30.

Высокочастотные пачки импульсов, являющиеся весомыми (манипулированными) волнами, вырабатываются модулирующим генератором 31 и поступают на вход смесителя 32, с выхода которого через усилитель 33 сигнал сложной формы поступает на диполи 34 (фиг. 15 -17).

Момент определения четверти длины волны (длина пачки высокочастотного сигнала) определяется с помощью преобразователя угла ПРУ 68 оси генератора ГЭМВ 4, телесный угол ± ϕ которого пропорционален толщине обрабатываемой зоны пласта (фиг. 23).

Четверть несущей волны λ₁/4, соответствующая обогреву кровли пласта, и λ₂/4, соответствующая обогреву подошвы пласта, так что разность λ₂/4-λ₁/4 = ΔH есть толщина пласта, соответствующая предельных значениям телесного угла ± ϕ колебаний оси генератора 4.

Таким образом обогрев пласта происходит на отрезке ΔH.

Преобразователь угла ЦРУ 88 по входному сигналу, пропорциональному телесному углу ϕ отклонения оси генератора ГЭМВ 4 от исходного направления, преобразует фазу в напряжение, которое сравнивается с напряжением фазоуказателя ФУ 30, пропорциональным фазе сигнала задающего генератора ЗГ 29 и при равенстве напряжений включается модулирующий генератор МГ 31, сигнал которого на выходе складывается с сигналом задающего генератора в смесителе СМ 32. Изменяя телесный угол на (+ Δϕ) на выходе преобразователя угла ПРУ С8, имеем приращение напряжения, соответствующее (- Δλ/4); таким образом исключается прогрев внепластовых пород, а определение моментов подачи несомых (манипулированных) сигналов, осуществляющих прогрев, реализует программа ИВЦ 8, в которую внесены исходные данные о пласте и телесных углах осей генераторов 4.

Датчики интенсивности геликонных волн ДИГВ 51 выдают информацию о температуре пласта 3 Δθ, которая на выходе АЦП 60 в виде кода поступает через кодовую шину на входы АЛУ 69, блока долговременной памяти температуры ДВПТ 69 и блоков оперативной извлеченной памяти температуры ОП1, ОП2 90. С выходов блоков ОП1, ОП2 снимают информацию с действительном градиенте температуры Δθ > 0 пласта 3, который должен быть всегда положительным, так как пласт 3 должен быть нагрет до температуры θ^*, при которой происходит всплывание углеводородов в верхнюю часть пласта, что сопровождается появлением газо-и водонефтяных контактов 26 и 27.

При отрицательном градиенте температуры Δθ <0 с выхода УС 85 сигнал подают на вход блока БЗРГ 65 с тем, чтобы на его выходе сформировать информацию об увеличении тока i в диполях ГДТС 82, частоты импульсов тока ω и выборе соответствующего режима обогрева высокочастотным генератором модулирующих сигналов (фиг. 15 - 17) в зависимости от увеличения градиента температуры в каждом из каналов.

АЛУ 69 обновляет информацию о текущем температурном поле пласта в оперативной памяти ОП1, ОП2 90 и долговременной памяти ДВПТ 89 с помощью кодовой шины 74 (фиг. 24).

Информацию о газо- и водонефтяном контакте на выбранном радиусе месторождения получают с помощью блоков X, У, Z 94 проекций амплитуды отраженных сигналов, полученных от данного поискового генератора 9 на оси неподвижной системы координат. Полученные данные с выходов блоков X, У, Z 94 подают на входы блока усиления и фильтрации БУФ 93, с выхода которого информацию о проекциях амплитуд сейсмосигналов в цифровом виде посылают в кодовую шину 74. связанную со входами ключей К_i 92 (i = 1, ..., n).

Опрос состояния ключей К_i 32 (i = 1, ...,n) производят с помощью распределителя Р 68, управляемого по антенне 18, являющейся радиоканалом, РПУ 56 от ИВЦ 8 через устройство синхронизации УСХ 91.

С выходов ключей К_i 92 (i = 1, ...,n )информацию о газо- и водонефтяном контакте на выбранном радиусе месторождения подают на процессор ПР 66 сейсмостанции 7. Информацию из памяти процессора ПР 66 посылают в виде цифрового многозначного цифрового кода на вход текущих значений УС 85, а входы эталонных значений информации о газо- и водонефтяных контактах подают с выхода блока эталонных значений БЭЗ 95 (фиг. 25).

С выхода УС 85 при положительном значении информации, когда значение сигнала превышает эталонное или равно ему, блок формирования команд поисковым генератором БФ КПГ 96 вырабатывает сигнал отключения поисковому генератору 9 на данном радиусе, который через ОПУ 56 и антенну 18 подают по каналу связи 54 на ИВЦ 8.

В случае, когда сигнал с выхода блока ПР 66 оказывается меньше эталонного с выхода БЭЗ 90, в ИБЦ 8 через ОПУ 56 с выхода блока БФ КПГ 96 подают сигнал о переводе поискового генератора 9 в режим теплоизлучения.

На фиг. 26 представлен другой вариант управления длиной четверти волны, не выходящей за пределы толщины пласта 3. Сущность этого метода аналитически описана выше, а здесь приведена практическая реализация на уровне функциональных блоков.

На блок 103 ввода данных о месторождении подают информацию о геометрическом строении пласта 3, где, например h - толщина пласта, с_i - расстояние по вертикали от поверхности Земли до горизонтального сечения пласта, а и в - соответственно большая в малая полуоси эллипса сечения пласта, a Z₁ - координата вершины конуса до поверхности Земли 13. С выхода блока 103 эту информацию в цифровом коде по шине 74 подают на ИВЦ 6, где ее хранят в виде эталона и используют в вычислениях по заданной программе. С выхода ИВЦ 8 по кодовой шине 74 передают информацию о четверть длины волны λ_*/4 на вход блоков управления генераторами БУГ_i 104, а -с выхода последних снимают информацию о требуемом угле включения ± Δϕ генераторов теплового высокочастотного излучения на несущую волну, которую подают на вход генераторов электромагнитных волн ГЭМВ_i 4.

Оси генераторов ГЭМВ 4 в процессе колебаний внутри телесного угла с раствором телесного угла 2 ϕ₀ c помощью датчиков угловых скоростей ДУС 98 и датчиков положения оси ДПО 39 выдают на АЦП 60 информацию об угловой скорости ω_i приращения оси и ее положении α_i генератора ЭМВ, а датчик ДПГ 101 положения генератора ЭМВ связан с осью 100 транспортного средства, который выдает информация о местоположении генератора ГЭМВ_i 4 Х_i , У_i и Z_i относительно начала координат, приуроченного к устью разведочной скважины. Опрос значений параметров ГЭМВ_i осуществляют подачей тактового сигнала t по каналу связи 102 с выхода ИВЦ 8 на входы АЦП_i 60 (i = 1 ,..., n) и распределителя Р_i 68 (t = 1, ... ,n), с выхода которого подают на кодовую шину 74, связанную с ИВЦ 8.

Использование: тепловое воздействие на пласт, содержащий углеводороды в твердом, жидком или газообразном состоянии, и может быть использовано в нефтяной и газодобывающей промышленности. Сущность изобретения: способ осуществляется путем разогрева предполагаемого нефтегазового пласта внешними теплоисточниками управляемыми теплоисточниками с дневной поверхности. Для ликвидации эффекта Жамена в объеме пласта на стадии первичного образования месторождения, препятствующего фильтрации флюидов в скважину в процессе ее испытания на приток, теплоноситель подают в пласт в виде волновой энергии. На дневной поверхности над предполагаемой продуктивной площадью устанавливают в определенном порядке, обеспечивающем тепловое покрытие площади, одновременно механические и электромагнитные волновые генераторы. Границы обогреваемой толщи пласта, частоту несущего синусоидального сигнала электромагнитного поля, частоту манипулированного высокочастотного заполняющего электромагнитного поля регулируют и выбирают в соответствии с толщиной, глубиной пласта и распределением пор по размерам. Приток тепла и режимы работы генераторов контролируют по изменению температуры пласта. Процесс разогрева пласта и поиск сформированных газо- и водонефтяных контактов автоматизирован с уч том отягчающих факторов, 2 с. и 19 з. п. ф-лы, 26 ил.

1. Способ формирования и поиска месторождения углеводородов, включающий разогрев предполагаемого нефтегазоносного пласта путем воздействия на пласт в процессе добычи углеводородов, интенсификации дебита и вторичного воздействия на содержащиеся флюиды в пласте механическими волновыми колебаниями, возбуждаемыми механическими волновыми генераторами, отличающийся тем, что на пласт одновременно с механическими волновыми колебаниями воздействуют электромагнитными волновыми колебаниями, возбуждаемыми электромагнитными волновыми генераторами, содержащими диполи, которые вырабатывают несущие синусоидальные посылки электромагнитного поля с пучностями, приходящимися на середину толщины пласта, при этом электромагнитные и механические волновые генераторы устанавливают на дневной поверхности над предполагаемой продуктивной площадью в определенном порядке, обеспечивающем тепловое покрытие площадки, электромагнитные волновые генераторы располагают галереями, последовательно покрывающими своим излучением всю предполагаемую продуктивную площадь, причем на верхнюю и нижнюю границы пласта поочередно воздействуют модулирующим электромагнитным полем повышенной частоты, накладываемым на несущую синусоидальную посылку, границы обогреваемой толщи пласта регулируют по изменению фазы несущей синусоидальной посылки, частоту несущего синусоидального сигнала электромагнитного поля определяют по глубине предполагаемого продуктивного пласта по результатам предварительных геологических и геофизических изысканий, а частоту модулирующего высокочастотного заполняющего электромагнитного поля выбирают исходя из распределения размеров пор пласта, причем высокочастотным электромагнитным полем одновременно вызывают возвратно-поступательное движение флюидов и попеременную переполяризацию скелета пласта, приводящую к тепловым потерям в скелете, путем образования гистерезисных явлений в процессе поляризации диэлектрика скелета вектором электрического поля электромагнитной волны, совместное движение флюидов и теплопередачу от скелета флюидам используют для образования непрерывных газовой и нефтяной фаз, приводящих к появлению всплывающих сил и действующих на указанные фазы в направлении верхней границы пласта, и указанные операции производят до появления газонефтяного и водонефтяного контактов, регистрируемых и контролируемых с дневной поверхности, и вторичного испытания разведочной скважины до появления дебита нефти и газа. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что верхнюю и нижнюю границы предполагаемого продуктивного пласта связывают с дневной поверхностью с помощью наружно электроизолированных обсадных колонн, для чего на площади предполагаемого месторождения пробуривают две вспомогательные дополнительные скважины, причем одна из них имеет электрический контакт с нижней границей пласта, а другая с верхней границей того же пласта, а подачу волн электромагнитного поля в каждую из электроизолированных скважин осуществляют по принципу противоположных полярностей в каждый полупериод, для чего выход диполей связывают через коммутирующие элементы с электропроводящим слоем обсадных колонн. 3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что пласт по его площадному простиранию пронизывают постоянным магнитным полем, для чего в предполагаемом продуктивном горизонте обсадную колонну разведочной испытательной и обсадные колонны вспомогательных дополнительных скважин с наружно электроизолированной внешней боковой поверхностью, а также корпусы механических волновых генераторов оснащают соленоидами, по которым пропускают постоянный ток так, чтобы магнитные силовые линии пронизывали пласт и замыкались на обсадной колонне разведочной испытательной скважины. 4. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что волновые генераторы устанавливают на радиусах между разведочной скважиной и границей площади сбора углеводородов, вдоль радиусов осуществляют поиск газо- и водонефтяных контактов путем посылки волновых импульсов и приема их отражений и определяют координаты границ газо- и водонефтяных контактов на каждом из радиусов и по вертикальной координате границ газо- и водонефтяных контактов судят о глубине размещения газо- и водонефтяных контактов всего месторождения. 5. Способ по любому из пп.1 4, отличающийся тем, что производят накопление отраженных сигналов по амплитуде и по наличию максимально накопленного сигнала за одно и то же время воздействия волновым полем судят об окончании процесса образования газо- и водонефтяных контактов в точках радиусов. 6. Способ по любому из пп.1 5, отличающийся тем, что при формировании и поиске месторождения углеводородов в предполагаемом газонефтяном пласте, содержащем линзовидные включения, выходящие за пределы толщины пласта, с нулевой насыщенностью углеводородами, путем его предварительного разогрева, эти линзовые включения оконтуривают по отраженным сигналам, принимаемым при поиске газо- и водонефтяных контактов в радиальных направлениях между разведочной испытательной скважиной и границей площади сбора углеводородов, где производят накопление сигналов по амплитуде за одно и то же время воздействия волновым полем, площадь и границу линзового включения характеризуют накопленные сигналы одинакового уровня, по которым с учетом координат границы линзового включения принимают ответственное решение о закладке последующих разведочных испытательных скважин. 7. Способ по любому из пп.1 4, отличающийся тем, что в случае наличия водоносного пласта или слоя траппов над предполагаемым продуктивным пластом поиск образования газо- и водонефтяных контактов сформированного месторождения осуществляют путем посылки электромагнитных сигналов через наружно электроизолированные обсадные колонны, причем посылку волнового сигнала осуществляют по имеющей электрический контакт обсадной колонне с нижней границей продуктивного пласта, а прием отраженного сигнала от газо- и водонефтяного контактов осуществляют по другой наружно электроизолированной обсадной колонне, имеющей электрический контакт с верхней границей пласта, а об окончании формирования месторождения судят по одинаковой амплитуде отраженных от поверхности газо- и водонефтяных контактов волн при разных временах вступления. 8. Способ по любому из пп.1 7, отличающийся тем, что о появлении газоводонефтяных контактов после разогрева пласта механическим и электромагнитным волновым воздействием судят по наличию притока нефти и газа в разведочной испытательной скважине. 9. Способ по п.1, отличающийся тем, что воздействие на пласт электромагнитным полем, создаваемым электромагнитными волновыми генераторами, расположенными в виде галерей и покрывающими облучением всю продуктивную площадь, производят по заданной программе одновременно или по методу бегущей волны, обеспечивающей превышение скорости притока тепла над скоростью фильтрации газа и нефти в момент ликвидации эффекта Жамена по всему объему пласта. 10. Способ по любому из пп.1 4, отличающийся тем, что разведочную испытательную скважину, дополнительные с наружно электроизолированной поверхностью обсадных колонн скважины и корпусы волновых генераторов связывают единой обмоткой составного соленоида, по обмотке пропускают электрический ток с периодом, совпадающим с периодом электромагнитного поля диполей, при этом создают полюса образованного электромагнита, магнитные силовые линии которого замыкаются через продуктивный пласт и способствуют образованию вокруг магнитных силовых линий геликоновых волн, а последние воздействуют на твердотельную плазму скелета породы, а также на жидкую и газовую плазмы и вызывают движение заряженных частиц и их разогрев. 11. Оборудование для формирования и поиска месторождения углеводородов, включающее наземные генераторы волновой энергии, расположенные внутри продуктивной площади, сейсмоприемные станции с сейсмоприемниками, расположенные на площади предполагаемого месторождения, усилители, командно-вычислительный информационный центр с дисплеем и околоскважинное оборудование разведочной испытательной скважины, снабженное устройствами и датчиками дебитов нефти и газа, отличающееся тем, что оно включает в себя генераторы электромагнитных волн, содержащие диполи, подключенные к их входам блоки формирования питающего напряжения диполей, устройства определения рабочей температуры пласта, оборудование дополнительных скважин, оснащенное датчиками интенсивности геликоновых волн, имеющими информационную связь с околоскважинным оборудованием разведочной испытательной и дополнительных скважин и с устройством определения рабочей температуры пласта, соединенным с генераторами электромагнитных волн, причем генераторы электромагнитных волн, сейсмоприемники сейсмоприемных станций и околоскважинное оборудование разведочной испытательной и дополнительных скважин оснащены радиопередающими и радиоприемными устройствами с антеннами, посредством которых они соединены с командно-вычислительным информационным центром. 12. Оборудование по п.11, отличающееся тем, что блок формирования питающего напряжения диполей выполнен в виде усилителя сигналов, выходы которого связаны с входом диполя, входы усилителей связаны с выходом смесителя частот, один вход смесителя соединен с выходом задающего генератора несущих синусоидальные посылки электромагнитных волн с пучностями, приходящимися на середину толщины пласта, а второй вход смесителя через управляемый модулирующий генератор электромагнитных волн повышенной частоты связан с выходом фазоуказателя сигнала задающего генератора, подключенного к выходу задающего генератора несущих синусоидальные посылки электромагнитных волн. 13. Оборудование по п.11, отличающееся тем, что блок формирования питающего напряжения диполей выполнен в виде усилителя Рейми, выход которого подключен к входу электромагнитных диполей, один вход усилителя Рейми связан с выходом задающего генератора несущей частоты, а второй вход подключен к выходу регулятора фазы скола вершины импульса. 14. Оборудование по п.11, отличающееся тем, что блок формирования питающего напряжения диполей выполнен в виде тиристорных преобразователей, содержащих контуры искусственной коммутации, причем вход включения преобразователей связан с первым выходом первого триггера, вход выключения через коммутирующий контур связан с вторым выходом первого триггера, вход первого триггера подключен к выходу элемента 2И, один вход которого связан с выходом задающего генератора несущей частоты, второй вход элемента 2И через генератор модулирующего высокочастотного напряжения соединяется с выходом второго триггера, выходы которого подключены к выходам фазоуказателя, вход которого подключен к выходу задающего генератора несущей частоты. 15. Оборудование по п.11, отличающееся тем, что околоскважинное оборудование разведочной испытательной скважины снабжено кодирующими устройствами, выходы которых подключены к входам радиопередающего устройства, первый и второй входы первого кодирующего устройства связаны с выходами первого и второго промежуточных триггеров, входы которых связаны соответственно с выходами первого и второго устройств сравнения, первый вход первого устройства сравнения связан с выходом блока начального дебита нефти, второй вход первого устройства сравнения связан с выходом датчика дебита нефти, первый вход второго устройства сравнения связан с выходом блока начального дебита газа, второй вход второго устройства сравнения связан с выходом датчика дебита газа, а вход второго кодирующего устройства связан с выходом датчика температуры пласта. 16. Оборудование по п.11, отличающееся тем, что командно-вычислительный информационный центр снабжен блоком измерения температуры пласта и максимальной амплитуды отраженных электромагнитных волн от облучаемого пласта за определенное время вдоль выбранного радиуса, блоком фиксации водонефтяного контакта, блоком фиксации газонефтяного контакта, блоком определения водонефтяного и газонефтяного контактов, блоком задания режимов работы генератора и регистрами, предназначенными для перебора радиусов и генераторов электромагнитных волн, блоком обработки сейсмических сигналов, причем выход радиопередающего и приемного устройства через аналого-цифровой преобразователь связан с входом блока измерений, выход которого подключен к первому входу блока управления, выход блока управления связан с первым входом блоков фиксации соответственно водонефтяного и газонефтяного контактов, выходы блоков фиксации связаны с дисплеем, второй вход блока управления одновременно связан с входом-выходом процессора и арифметического логического устройства, вторыми входами блоков фиксации водонефтяного и газонефтяного контактов и первыми входами программирующего устройства и кодирующего устройства, третий вход блоков фиксации водонефтяного и газонефтяного контактов связан с выходом блока определения водонефтяного и газонефтяного контактов, вход блока определения водонефтяного и газонефтяного контактов кодовой шиной связан с выходом блока обработки сейсмических сигналов, выход процессора связан с входом блока задания режима работы генератора, выход блока задания режима работы генератора через программирующее устройство связан с вторым входом кодирующего устройства, третий вход которого связан с выходами регистров, предназначенных для перебора радиусов и генераторов электромагнитных волн, первые входы регистров связаны с выходом арифметического логического устройства, вторые входы регистров связаны с выходом распределителя, первый вход которого связан с выходом процессора, второй вход с выходом арифметического логического устройства, третий вход с выходом кварцевого генератора, а выход кодирующего устройства связан с входом радиопередающего и радиоприемного устройства. 17. Оборудование по п.11 или 16, отличающееся тем, что транспортное средство генератора электромагнитных волн снабжено процессором, кварцевым генератором, распределителем, кодирующим устройством и блоком величины тока в диполе, блоком частоты импульсов тока в диполях, блоком углового отклонения оси генератора электромагнитных волн от исходного положения, блоком исходной ориентации оси генератора электромагнитных волн относительно вертикали, причем приемопередающие антенны радиопередающих и приемных устройств транспортного средства и командно-вычислительного информационного центра связаны каналом связи, выход радиопередающего и приемного устройства транспортного средства через дешифратор команд подключен к входу процессора, первый выход которого связан с первым входом распределителя импульсов, второй вход распределителя связан с выходом кварцевого генератора, второй выход процессора подключен к первым входам соответственно блоков величины тока i в диполе, частоты ω импульсов тока в диполе, углового отклонения v оси генератора электромагнитных волн от исходного положения и исходной ориентации оси генератора электромагнитных волн от вертикали на угол a, вторые входы блока величины тока i в диполе, блока частоты импульсов тока ω, блока углового отклонения ϕ оси генератора электромагнитных волн от исходного положения и блока исходной ориентации оси генератора электромагнитных волн от вертикали на угол a подключены к соответствующим выходам распределителя импульсов, выходы вышеперечисленных блоков i, w, ϕ и α одновременно подключены к входу кодирующего устройства и входу генератора-диполя транспортного средства, а выход кодирующего устройства связан с входом радиопередающего и приемного устройства. 18. Оборудование по п.12 или 16, отличающееся тем, что блок задания режимов работы генератора электромагнитных волн содержит задающий генератор несущих синусоидальных посылок, фазоуказатель, модулирующий генератор, смеситель частот, усилитель и преобразователь угла (± Δϕ) отклонения оси генератора от нормали к пласту, расстояние от середины толщины которого до диполей генератора электромагнитных волн поддерживается равным четверти длины несущей волны λ/4, причем вход преобразователя угла связан с выходом процессора командно-вычислительного информационного центра, выход преобразователя угла связан с первым входом фазоуказателя, второй вход которого связан с входом задающего генератора, выход фазоуказателя через модулирующий генератор связан с первым входом смесителя частот, второй вход которого подключен к выходу задающего генератора, а выход смесителя частот через усилитель связан с входом диполя. 19. Оборудование по п.11 или 16, отличающееся тем, что устройство определения рабочей температуры пласта содержит датчик интенсивности геликоновых волн, блок долговременной памяти температуры пласта, блоки оперативной извлеченной памяти температуры пласта, устройство сравнения начальной температуры пласта с оперативной извлеченной температурой и блок задания режимов работы генератора электромагнитных волн, причем выход датчика интенсивности геликоновых волн через аналого-цифровой преобразователь связан с кодовой шиной командно-вычислительного информационного центра, имеющей связь с арифметическим логическим устройством, блоком долговременной памяти температуры пласта и блоками оперативной извлеченной памяти температуры пласта, вторые входы блоков оперативной памяти пласта связаны с выходами блока долговременной памяти температуры пласта, а выходы блоков оперативной памяти пласта подключены к входам устройства сравнения, первый выход которого, соответствующий нулевому приращению температуры пласта, связан с входом блока задания режимов работы генератора электромагнитных волн, второй выход устройства сравнения, соответствующий повышению температуры пласта, связан с соответствующим входом блока измерений, а выходы блока задания режимов работы генераторов электромагнитных волн связаны с соответствующими входами программирующего устройства. 20. Оборудование по п.11 или 16, отличающееся тем, что сейсмоприемная станция оснащена блоком задания эталона амплитуды отраженной электромагнитной волны от водогазонефтяных контактов, блоком формирования команд поисковым генераторам, блоками проекций X, Y, Z амплитуд отраженного сигнала на оси неподвижной системы координат, полученного от поискового генератора, распределителем, устройством синхронизации и ключами по числу поисковых генераторов на соответствующих радиусах, причем выходы блоков проекций X, Y, Z амплитуды отраженного сигнала на оси неподвижной системы координат, полученных от поискового генератора, через блок усиления и фильтрации сигналов соединены с кодовой шиной, связанной с первыми входами ключей, вторые входы которых через распределитель и устройство синхронизации связаны с выходом радиопередающего и приемного устройства, приемная антенна которого связана каналом с антенной радиопередающего и приемного устройства поискового генератора, выходы ключей подключены к входу процессора, выходы которого связаны с входами устройства сравнения, вторые входы устройства сравнения связаны кодовой шиной с выходом блока задания эталона значений амплитуд отраженных сигналов, а выходы устройства сравнения через блок формирования команд поисковым генератором подключены к входу радиопередающего и приемного устройства сейсмической станции. 21. Оборудование по любому из пп.11 и 16 18, отличающееся тем, что каждое транспортное средство, снабженное генератором электромагнитных волн, оснащено датчиком угловых скоростей вращения оси генератора, датчиком положения оси генератора и датчиком положения генератора в единой неподвижной системе координат, привязанной к устью разведочной испытательной скважины, аналого-цифровым преобразователем и распределителем импульсов, выходы которых кодовой шиной связаны с первым входом командно-вычислительного информационного центра, второй вход командно-вычислительного информационного центра подключен к выходу блока ввода исходных данных месторождения, входы распределителей связаны с выходами аналого-цифровых преобразователей, вход генераторов электромагнитных волн через блок управления генератором электромагнитных волн подключен к кодовой шине, ось каждого генератора электромагнитных волн одновременно связана с входом датчика угловых скоростей вращения оси генератора электромагнитных волн и входом датчика положения оси генератора электромагнитных волн, ось каждого транспортного средства связана с входом датчика положения генераторов электромагнитных волн в единой неподвижной системе координат, привязанной к устью разведочной испытательной скважины, выходы перечисленных датчиков связаны с входами каждого аналого-цифрового преобразователя, а выход командно-вычислительного информационного центра каналом связи подключен к входам тактового сигнала каждого аналого-цифрового преобразователя и каждого распределителя.