СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Российский патент 2005 года по МПК E21B43/16 E21B43/25 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно: к способам доразработки обводненных нефтяных месторождений с применением вибросейсмического воздействия генераторами упругих волн с рабочим диапазоном частот от 0,1 до 250 Гц.

Известен способ воздействия на пласт /Патент РФ №2046936, Е 21 В 43/25, 1995/, заключающийся в возбуждении в нем упругих колебаний с помощью вибровоздействия, режим и условия которого подобраны по предварительным исследованиям в разные фазы земных приливов. Недостатком способа является необходимость проведения работ в определенные сроки в зависимости от фаз земных приливов.

Известен способ разработки газоконденсатных месторождений /А.с. СССР №1153612, Е 21 В 43/24, 1982/, заключающийся в воздействии на пласт упругими волнами с частотой от 0,1 до 50 Гц, направленными перпендикулярно плоскости залегания пласта и излучаемыми наземными генераторами. Подбором частоты обеспечивается резонансный режим поглощения пластом энергии упругих волн. Недостатками способа являются его узкая направленность, связанная с применением одной конкретной резонансной частоты, а также ограниченное влияние по площади из-за снижения энергии упругой волны при относительно высокой резонансной частоте.

Наиболее близок к предлагаемому способ разработки обводненного нефтяного месторождения /А.с. СССР №1596081, Е 21 В 43/00, 1990/, включающий вибросейсмическое воздействие на обводненный участок продуктивного пласта группой наземных источников колебаний, работающих на доминантной частоте продуктивного пласта, установленных в водонасыщенной части за контуром нефтеносности и перемещаемых по мере прекращения увеличения содержания нефти в скважинной жидкости. Эффективность воздействия способом-прототипом недостаточно высока при относительно высокой доминантной частоте из-за быстрого снижения амплитуды упругих волн. Соответственно недостаточен радиус эффективного воздействия, особенно для крупных геологических тел.

Решаемая задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении нефтеотдачи обводненного нефтяного месторождения за счет комплексного вибросейсмического воздействия на продуктивный пласт волнами с доминантной частотой и волнами с относительно низкой частотой, с учетом размеров обрабатываемого обводненного участка продуктивного пласта. Снижается обводненность добываемой жидкости; за счет относительного увеличения амплитуды упругой волны увеличивается радиус эффективного воздействия и, соответственно, нефтеотдача. Способ особенно эффективен при применении на крупных геологических телах.

Поставленная задача решается тем, что предлагаемый способ разработки обводненного нефтяного месторождения, включающий определение доминантной частоты продуктивного пласта проведением предварительного вибросейсмического воздействия наземным источником колебаний на различных частотах и анализом сейсмограмм сейсмоприемников в добывающих скважинах, вибросейсмическое воздействие на обводненный участок продуктивного пласта нефтяной залежи группой наземных источников колебаний, работающих на доминантной частоте продуктивного пласта, и отбор пластовой жидкости добывающими скважинами, отличается тем, что после вибросейсмического воздействия на обводненный участок продуктивного пласта нефтяной залежи группой наземных источников колебаний, работающих на доминантной частоте продуктивного пласта, осуществляют одновременное вибросейсмическое воздействие двумя подгруппами указанной группы наземных источников колебаний, каждая из которых работает на частоте, определенной по формуле

ν₁=ν₀-Δν/2,

ν₂=ν₀+Δν/2,

где ν₁ - частота первой подгруппы наземных источников колебаний;

ν₂ - частота второй подгруппы наземных источников колебаний;

Δν - разница частот,

причем средняя частота наземных источников колебаний всей группы равна доминантной частоте продуктивного пласта, а разница частот, на которых работает каждая из подгрупп, определена в соответствии с линейным размером обводненного участка продуктивного пласта нефтяной залежи и удовлетворяет требованию

Δν=υ/l_max,

где υ - средняя скорость движения упругой волны в толще пород, установленная по данным сейсморазведки при частотах работы подгрупп указанной группы наземных источников колебаний (величина, практически постоянная для данной геологической среды);

l_max - линейный размер обрабатываемого обводненного участка продуктивного пласта нефтяной залежи, при этом одновременное вибросейсмическое воздействие двумя подгруппами указанной группы наземных источников колебаний осуществляют с формированием волны биения длиной, превышающей длину волны с доминантной частотой.

Способ осуществляется группой из двух или более наземных источников колебаний в следующей последовательности операций.

1. Определение доминантной частоты продуктивного пласта v₀ проведением предварительного вибросейсмического воздействия наземным источником колебаний на различных частотах и анализом сейсмограмм сейсмоприемников в добывающих скважинах.

2. Вибросейсмическое воздействие на обводненный участок продуктивного пласта группой наземных источников колебаний, работающих на доминантной частоте продуктивного пласта ν₀.

3. Разделение группы наземных источников колебаний на две подгруппы и настройка каждой из подгрупп на работу на определенной частоте.

Указанное требование Δν=υ/l_max обусловлено необходимостью минимизации разницы частот для формирования волны биения. Как известно, явление биения возникает при сложении колебаний с близкими частотами /Новый политехнический словарь. Гл. ред. А.Ю.Ишлинский, М., изд. “Большая Российская энциклопедия”, 2000, с.48/. В этом случае разница частот станет частотой биения:

|ν₁-ν₂|=Δν=ν_б.

Чем меньше частота биения, тем меньше потери энергии упругой волны и, соответственно, больше расстояние ее распространения.

Максимальная амплитуда сформированной волны биения складывается из амплитуд упругой волны всех наземных источников колебаний.

4. Параллельное вибросейсмическое воздействие двумя подгруппами указанной группы наземных источников колебаний, каждая из которых работает на определенной по п.3 частоте, для формирования волны биения.

Обеспечивается комплексное воздействие на залежь. Вибросейсмическое воздействие на обводненный участок продуктивного пласта группой наземных источников колебаний, работающих на доминантной частоте продуктивного пласта нефтяной залежи, носит:

- упругий характер, если линейные размеры обрабатываемого обводненного участка продуктивного пласта превышают длину волны от источников колебаний; или

- неупругий характер - если линейные размеры обрабатываемого обводненного участка продуктивного пласта меньше длины волны от источников колебаний.

Упругий характер деформации пласта сопровождается смещением частиц внутри обрабатываемого обводненного участка продуктивного пласта, снижением адгезионной силы между пленкой нефти и породой и вязкости структурированной остаточной нефти. В коллекторе образуются микротрещины. Увеличиваются проницаемость коллектора и фильтруемость нефти.

Неупругий характер деформации пласта сопровождается смещением обрабатываемого обводненного участка продуктивного пласта нефтяной залежи относительно других геологических тел или среды. Образуются макротрещины и разломы скольжения вследствие освобождения энергии сжатия (тектонической энергии), раскрываются замкнутые трещины.

Если при воздействии по прототипу - группой наземных источников колебаний, работающих на доминантной частоте продуктивного пласта ν₀ - неупругие деформации вызываются в геологических телах с линейными размерами меньше длины волны с доминантной частотой, т.е. меньше величины λ₀=υ₀/ν₀, то при воздействии двумя подгруппами наземных источников колебаний, каждая из которых работает на определенной частоте по предлагаемому способу, вследствие явления биения формируется волна с низкой частотой и, соответственно, большой длиной волны биения λ_б=υ₀/ν_б; неупругие деформации вызываются в геологических телах с линейными размерами меньше длины волны биения λ_б=υ₀/ν_б, где λ_б>λ₀.

Известно, что чем больше размер геологического тела, тем крупнее неупругие деформации породы: длиннее образуемые трещины, больше смещения пластов и блоков относительно друг друга. Учитывая, что длина волны биения, получаемая заявленным способом, существенно превышает длину волны с доминантной частотой, технологический эффект заявленного способа также существенно повышается из-за большей энергоемкости волны биения и вызываемых ею неупругих деформаций более крупных геологических тел. В режиме биения возрастает радиус эффективного воздействия на пласт.

Авторам известен способ акустической обработки продуктивной зоны скважины /Патент РФ №2162519, Е 21 В 43/25, Е 21 В 28/00, 2001/, заключающийся в возбуждении акустическим скважинным излучателем акустических колебаний, воздействующих частотами технологического диапазона 10-60 кГц на ближнюю продуктивную зону скважины, и комбинационными разностными частотами в диапазоне 20-400 Гц - на дальнюю продуктивную зону скважины. Применение способа увеличивает дебит скважин.

Предлагаемое же техническое решение, осуществляемое, соответственно, не скважинными, а наземными источниками колебаний, воздействует на нефтяной пласт нефтяной залежи в целом и решает новую техническую задачу - повышение нефтеотдачи - за счет нового технического результата - снижения обводненности добываемой жидкости. Поэтому заявляемое изобретение, по мнению авторов, соответствует критерию “изобретательский уровень”.

ПРИМЕРЫ КОНКРЕТНОГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ СПОСОБА

Пример 1. Месторождение Кушкульское.

Залежи нефти приурочены к песчаникам пластов Д₁ и Д₂, характеризующихся трещиноватостью. Толщина пластов Д₁ и Д₂ 4-6 м. Трещины заполнены битумным, глинистым и глиноуглистым материалом. Местами песчаники обогащаются гравийным материалом. Гравийные песчаники преимущественно средне- и крупнозернистые, неотсортированные и неравномерно глинистые.

Глубина залегания продуктивных пластов 1400-1470 м.

Вязкость нефти высокая: 63,3-71,6 мПа·с.

Обводненность продукции скважин достигает 90% и более. Месторождение находится на заключительной стадии разработки. Разбурено по сетке 13 га/скв.

Указанные характеристики месторождения свидетельствуют о благоприятных для вибросейсмического воздействия условиях: высокая вязкость нефти, относительно небольшая глубина залегания продуктивных пластов, песчаник с не отсортированным гравийным материалом, поддающийся переуплотнению при вибросейсмическом воздействии.

Для вибросейсмического воздействия четырьмя наземными источниками колебаний марки СВ 10/180 был выбран один из куполов радиусом 2 км на залежи нефти, приуроченной к пласту Д₂. В трех добывающих скважинах с забоями, расположенными на расстоянии 250 м и 300 м от генератора упругих волн, были спущены сейсмоприемники. Было проведено предварительное вибросейсмическое воздействие одним наземным источником колебаний на разных частотах от 10 до 150 Гц. Анализ сейсмограмм после воздействия позволил выявить доминантную частоту ν₀ волн, достигающих сейсмоприемники с максимальной амплитудой. Она оказалась в среднем близкой к 35 Гц.

По данным анализа геологического строения купола и промысловым показателям разработки залежи было решено комплексно воздействовать на участок, линейный размер которого l_mах=500 м, расположенный на наиболее крутом западном крыле купола.

Вибросейсмическое воздействие осуществлялось в две стадии.

На первой стадии все четыре наземных источника колебаний работали в течение 4 суток синхронно с частотой, равной доминантной 35 Гц.

На второй стадии группа наземных источников колебаний была поделена на подгруппы по два.

Частоты работы наземных источников колебаний первой и второй подгруппы вычислялись по формуле

ν_1,2=ν₀±Δν/2,

где Δν=υ/l_max

Скорость движения упругой волны в толще пород, установленная ранее по данным сейсморазведки, составляет υ=5000 м/с, поэтому

Δν=5000 м/с/500 м;

Δν=10 Гц.

ν₁=35 Гц +10 Гц/2=40 Гц.

ν₂=35 Гц -10 Гц/2=30 Гц.

Таким образом, “несущая” волна в результате суперпозиции упругих волн от всех наземных источников колебаний имела среднюю частоту, равную доминантной частоте:

ν_cp=(40 Гц +30 Гц)/2=35 Гц.

Возникающая при суперпозиции волна биения имела частоту

ν_б=10 Гц.

После воздействия в режиме биения в течение нескольких суток обводненность продукции скважин снизилась на 8%. Соответственно, выросла нефтеотдача.

Пример 2. Месторождение Манчаровское. Кувашский участок.

Кувашская структура оконтуривается изогипсой - 1160 м. Размер структуры 3×2,5 км, высота 25 м.

Залежи нефти приурочены к песчаникам пластов CVI1, CVI2, CVI3 визейского яруса каменноугольной системы. Толщина пластов изменяется от 0,79 м до 24,99 м, пористость - от 15,3% до 28%, вязкость нефти 29,6 мПа·с.

Кувашский участок находится в поздней стадии эксплуатации и характеризуется высокой обводненностью добываемой жидкости (95,5%), уменьшением объемов добычи нефти при увеличении отбора пластовой жидкости.

По данным анализа геологического строения Кувашской структуры и промысловым показателям разработки было решено провести работы по новой технологии вибросейсмического воздействия на нефтяную залежь с целью увеличения нефтеотдачи пластов. Линейный размер участка, на котором было произведено вибросейсмическое воздействие четырьмя наземными источниками колебаний, в качестве которых использованы сейсмические вибраторы “Mertz”, составляет около

L_max=850 м.

Для определения параметров воздействия были проведены опытные работы. Частоты воздействия наземных источников колебаний варьировали от 10 до 100 Гц. Доминантная частота ν₀ определялась по максимальному “отклику” нефтяного пласта скважинным прибором АВВ-400, расположенным в интервале перфорации одной из добывающих скважин участка. Доминантная (резонансная) частота пласта равна 20 Гц. Вибросейсмическое воздействие производилось в два этапа.

На первом этапе все четыре наземных источника колебаний работали синхронно в течение 4 суток с частотой возбуждаемых упругих колебаний 20 Гц, равной доминантной.

На втором этапе наземные источники колебаний были поделены на две подгруппы по два.

Частоты работы наземных источников колебаний каждой подгруппы вычислялись по формуле

ν_1,2=ν₀±Δν/2,

где Δν=υ/l_max

Скорость распространения упругой волны по данным сейсморазведки на участке составляет υ=5100 м/с,

поэтому Δν=5100 м/с/850 м;

Δν=6 Гц.

Тогда частоты работы подгрупп наземных источников колебаний составляют:

ν₁=20 Гц +6 Гц/2=23 Гц.

ν₂=20 Гц –6 Гц/2=17 Гц.

Таким образом, “несущая” волна в результате суперпозиции упругих волн от всех наземных источников колебаний имела среднюю частоту, равную доминантной частоте:

ν_cp=(23 Гц +17 Гц)/2=20 Гц.

Возникающая при суперпозиции волна биения имела частоту

ν_б=6 Гц.

Вибросейсмическое воздействие в этом режиме осуществлялось непрерывно в течение одного месяца.

Среднемесячная добыча нефти по Кувашскому участку до начала работ по вибросейсмическому воздействию составляла около 5870 тонн. Среднемесячная дополнительная добыча нефти в результате применения заявляемой технологии вибросейсмического воздействия составила около 1250 тонн (прирост 21%). Эффект достигнут в результате снижения обводненности добываемой жидкости до 94,3%.

Существенным преимуществом заявляемой технологии является продолжительность действия эффекта повышения нефтеотдачи в течение 12 месяцев и более.

Способ промышленно применим, прост в осуществлении, экологически безопасен.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно: к способам доразработки обводненных нефтяных месторождений с применением вибросейсмического воздействия генераторами упругих волн с рабочим диапазоном частот от 0,1 до 250 Гц. Способ включает определение доминантной частоты продуктивного пласта проведением предварительного вибросейсмического воздействия наземным источником колебаний на различных частотах и анализ сейсмограмм сейсмоприемников в добывающих скважинах. Вибросейсмическое воздействие на обводненный участок продуктивного пласта нефтяной залежи осуществляют группой наземных источников колебаний, работающих на доминантной частоте продуктивного пласта. Осуществляют отбор пластовой жидкости добывающими скважинами. После вибросейсмического воздействия на обводненный участок продуктивного пласта нефтяной залежи группой наземных источников колебаний, работающих на доминантной частоте продуктивного пласта, осуществляют одновременное вибросейсмическое воздействие двумя подгруппами указанной группы наземных источников колебаний. Каждая из подгрупп группы работает на частоте, определенной по математической зависимости. Средняя частота наземных источников колебаний всей группы равна доминантной частоте продуктивного пласта. Разница частот, на которых работает каждая из подгрупп, определена в соответствии с линейным размером обводненного участка продуктивного пласта нефтяной залежи и удовлетворяет математической зависимости. Одновременное вибросейсмическое воздействие двумя подгруппами указанной группы наземных источников колебаний осуществляют с формированием волны биения длиной, превышающей длину волны с доминантной частотой. Повышается нефтеотдача обводненного нефтяного месторождения.

Способ разработки обводненного нефтяного месторождения, включающий определение доминантной частоты продуктивного пласта проведением предварительного вибросейсмического воздействия наземным источником колебаний на различных частотах и анализом сейсмограмм сейсмоприемников в добывающих скважинах, вибросейсмическое воздействие на обводненный участок продуктивного пласта нефтяной залежи группой наземных источников колебаний, работающих на доминантной частоте продуктивного пласта, и отбор пластовой жидкости добывающими скважинами, отличающийся тем, что после вибросейсмического воздействия на обводненный участок продуктивного пласта нефтяной залежи группой наземных источников колебаний, работающих на доминантной частоте продуктивного пласта, осуществляют одновременное вибросейсмическое воздействие двумя подгруппами указанной группы наземных источников колебаний, каждая из которых работает на частоте, определенной по формуле

ν₁=ν₀-Δν/2,

ν₂=ν₀+Δν/2,

где ν₁ - частота первой подгруппы наземных источников колебаний;

ν₂ - частота второй подгруппы наземных источников колебаний;

Δν - разница частот,

причем средняя частота наземных источников колебаний всей группы равна доминантной частоте продуктивного пласта, а разница частот, на которых работает каждая из подгрупп, определена в соответствии с линейным размером обводненного участка продуктивного пласта нефтяной залежи и удовлетворяет требованию

Δν=υ/l_max,

где υ - средняя скорость движения упругой волны в толще пород, установленная по данным сейсморазведки при частотах работы подгрупп указанной группы наземных источников колебаний (величина, практически постоянная для данной геологической среды);

l_max - линейный размер обрабатываемого обводненного участка продуктивного пласта нефтяной залежи,

при этом одновременное вибросейсмическое воздействие двумя подгруппами указанной группы наземных источников колебаний осуществляют с формированием волны биения длиной, превышающей длину волны с доминантной частотой.