СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Российский патент 2005 года по МПК E21B43/16 E21B28/00 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненных нефтяных месторождений с помощью управляемых вибрационных источников, возбуждающих сейсмические волны с земной поверхности в пределах контура нефтеносности и вне его, и может быть использовано при разработке обводненных нефтяных месторождений, находящихся в условиях активного водонапорного режима искусственного или естественного происхождения, а также для ускорения гравитационной сегрегации нефти и воды в крутопадающих пластах и залежах с большим этажом нефтеносности.

Известен способ разработки нефтяного месторождения путем воздействия поверхностным источником сейсмических колебаний на обводненный участок залежи с неподвижной нефтяной фазой (А.с. СССР 1596081, Е 21 В 43/00, 1990). Сейсмическое воздействие проводят с перебором частот. Доминантную частоту пласта определяют по измерениям амплитудного спектра микросейсмического фона на глубине залегания продуктивного горизонта. Последующее сейсмическое воздействие проводят на доминантной частоте. Эффективный радиус зоны действия источника определяют по измерениям содержания нефти в продукции добывающих скважин. Источник сейсмических колебаний устанавливают в водонасыщенной части залежи за контуром нефтеносности и по мере обводнения месторождения перемещают к его центру.

Данный способ имеет низкую эффективность из-за неопределенности выбора пунктов сейсмического воздействия и пространственно-временной несогласованности с текущими геолого-техническими мероприятиями, которые проводятся на месторождении.

Известен также способ разработки нефтяного месторождения с помощью управляемого наземного вибрационного воздействия на участок месторождения, вскрытого по меньшей мере одной нагнетательной и одной эксплуатационной скважинами. Способ состоит в определении местоположения одного или более обводненного участка залежи с неподвижной нефтяной фазой и сейсмическом воздействии на пласт от одного или более источника колебаний (Патент РФ 2057906, Е 21 В 43/00, 1996).

Данный способ имеет низкую эффективность, так не учитываются изменения параметров смачиваемости нефтяных пластов при сейсмическом воздействии.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ разработки нефтяного месторождения, включающий вскрытие продуктивного пласта по меньшей мере одной скважиной, определение местонахождения участков месторождения с неподвижной нефтяной фазой и сейсмическое воздействие на них по меньшей мере одним и более источником колебаний с рабочей частотой. Проводят построение диаграммы направленности излучения источника колебаний по поперечным волнам и определяют по ней области максимальных амплитуд поперечных волн. Источник сейсмических колебаний устанавливают таким образом, чтобы граница обводненного участка месторождения с неподвижной нефтяной фазой и перфорированный интервал эксплуатационной скважины одновременно находились в области максимальных амплитуд поперечных волн. Сейсмическое воздействие осуществляют до необратимых изменений естественного электрического потенциала или скачкообразных изменений относительных фазовых проницаемостей по воде и нефти (Патент РФ 2197603, Е 21 В 43/16, 2003).

Данный способ имеет низкую эффективность, так как недостаточно полно используется поле сейсмического излучения источника колебаний и остается большая неопределенность в выборе частоты колебаний, необходимой для получения значимого технического и экономического эффекта.

Предлагаемым изобретением решается задача повышения нефтеотдачи за счет гидродинамического отмывания стенок пор и трещин от капель и пленок нефти с последующим их введением в фильтрационный поток.

Для достижения этого технического результата в способе разработки обводненного нефтяного месторождения, включающем вскрытие продуктивного пласта по меньшей мере одной скважиной, определение местонахождения участков месторождения с неподвижной нефтяной фазой и сейсмическое воздействие на них по меньшей мере одним и более источником колебаний с рабочей частотой, установку зонда на уровне продуктивного пласта, измерение амплитуд и фаз вертикальной и двух горизонтальных составляющих сейсмических колебаний при различных частотах сейсмического воздействия, определение амплитуды и фазы суммарной горизонтальной составляющей для каждой частоты сейсмического воздействия и выбор в качестве рабочей частоты такой частоты, при которой вертикальная и суммарная горизонтальная составляющие равны по амплитуде и различны по фазе на 90°.

Источник колебаний располагают на расстоянии (0.1-3.0) Н от точки вертикальной проекции зонда на поверхность месторождения, где Н - глубина продуктивного пласта, м.

В качестве зонда используют трехкомпонентный приемник сеймоакустических колебаний.

В качестве зонда используют трехкомпонентный скважинный снаряд, выполненный в виде трех взаимно перпендикулярных сейсмоприемников, расположенных друг над другом.

В качестве зонда используют трехкомпонентный скважинный снаряд, выполненный в виде трех сейсмоприемников, установленных наклонно относительно зонда.

Отличительными признаками предлагаемого способа являются: установка зонда на уровне продуктивного пласта, измерение амплитуд и фаз вертикальной и двух горизонтальных составляющих сейсмических колебаний при различных частотах сейсмического воздействия, определение амплитуды и фазы суммарной горизонтальной составляющей для каждой частоты сейсмического воздействия, выбор рабочей частоты, расположение источника колебаний и использование зонда различного типа. Это позволяет повысить нефтеотдачу за счет помещения участка месторождения с неподвижной нефтяной фазой в области круговых траекторий смещения частиц, где формируется установившийся режим гидродинамического отмывания стенок пор и трещин от адгезионно связанных с ними капель и пленок остаточной нефти.

Пласты нефтяных месторождений в большинстве своем характеризуются смешанным типом смачиваемости - крупные поры покрыты пленкой адсорбированной нефти и являются преимущественно гидрофобными, мелкие поры насыщены водой и являются преимущественно гидрофильными. Источник сейсмических колебаний, действующий на продуктивный пласт с земной поверхности, возбуждает колебания с разными траекториями. Наиболее значимыми с точки зрения приложения к достижению увеличения нефтеотдачи являются круговые траектории, когда вертикальная и суммарная горизонтальная составляющие равны по амплитуде и по фазе различаются на 90°. Такие колебания формируют гидродинамические внутрипоровые потоки вихревого типа, способствующие отмыванию стенок пор от адгезионно связанных с ними капель и пленок нефти с последующим вовлечением их в фильтрационные потоки, создаваемые макрогидродинамикой продуктивных пластов.

Способ разработки обводненного нефтяного месторождения поясняется чертежами, где на фиг.1 представлены траектории движения частиц геологической среды в диапазоне глубин от 500 до 660 м на расстоянии от 0 до 100 м от источника колебаний вертикальной силы, установленного на земной поверхности, при частоте колебаний 3 Гц, на фиг.2 - траектории движения частиц геологической среды в диапазоне глубин от 500 до 660 м на расстоянии от 0 до 100 м от источника колебаний вертикальной силы, установленного на земной поверхности, при частоте колебаний 8 Гц, на фиг.3 - схема гидродинамического отмывания капель нефти от стенок пор под действием вихревых потоков поровой воды, на фиг.4 - схема натурных экспериментов по определению рабочей частоты сейсмического воздействия на продуктивные пласты, на фиг.5 - зависимость амплитуды сейсмо акустического отклика на глубине продуктивного пласта от частоты сейсмического воздействия.

Способ разработки обводненного нефтяного месторождения осуществляется следующим образом.

На обводненном нефтяном месторождении, вскрытом по меньшей мере одной скважиной, определяют местонахождение участков месторождения с неподвижной нефтяной фазой. Такими участками могут быть, в частности, межскважинные целики нефти, слабо затронутые системой заводнения, или не полностью промытые водой зоны с диспергированной остаточной нефтью. На уровне продуктивного пласта устанавливают зонд. Измеряют амплитуды и фазы вертикальной и двух горизонтальных составляющих сейсмических колебаний при различных частотах сейсмического воздействия. Определяют амплитуду и фазу суммарной горизонтальной составляющей для каждой частоты сейсмического воздействия. В качестве рабочей частоты выбирают частоту, при которой вертикальная и суммарная горизонтальная составляющие равны по амплитуде и различны по фазе на 90°. Сейсмическое воздействие осуществляют на участки месторождения с неподвижной нефтяной фазой по сетке произвольных профилей. Сейсмическое воздействие осуществляют до дестабилизации целиков и необратимого изменения относительных фазовых проницаемостей продуктивного пласта по воде и нефти, соответствующего вовлечению остаточной нефтяной фазы в макрогидродинамические фильтрационные потоки. Источник колебаний располагают на расстоянии (0.1-3.0) Н от точки вертикальной проекции зонда на поверхность месторождения, где Н - глубина продуктивного пласта, м. В качестве зонда используют трехкомпонентный приемник сеймоакустических колебаний или трехкомпонентный скважинный снаряд, выполненный в виде трех взаимно перпендикулярных сейсмоприемников, расположенных друг над другом, или трехкомпонентный скважинный снаряд, выполненный в виде трех сейсмоприемников, установленных наклонно относительно зонда.

Эффективность предлагаемого способа демонстрируется на примерах теоретических расчетов и натурных экспериментов.

На фиг.1 и 2 представлены траектории движения частиц модельной геологической среды в диапазоне глубин от 500 до 660 м на расстоянии от 0 до 100 м от источника сейсмических колебаний вертикальной силы, установленного на земной поверхности, при частотах колебаний соответственно 3 и 8 Гц. Расчеты проведены для следующих параметров: радиус штампа 1.13 м, модуль сдвига среды 2.023·10⁹ Па, коэффициент Пуассона 0.25, плотность 2.1 г/см³. Эти параметры соответствуют следующим скоростям распространения волн: продольных 1700 м/с, поперечных 981.5 м/с. Из этих диаграмм видно, что если при частоте 3 Гц круговая траектория частиц соответствует глубине 540 м и расстоянию от источника 40 м, то при частоте 8 Гц в этой точке траектория практически линейная, а положение круговой траектории смещается в область глубины 500 м на расстоянии от источника 100 м. Таким образом, области круговых траекторий в геологических средах при воздействии на них сейсмическими источниками вертикальной силы чрезвычайно чувствительны к частоте колебаний, что в натурных условиях усложняется вертикальными и горизонтальными неоднородностями геологического разреза.

Именно в областях круговых траекторий движения частиц геологической среды возникают условия для эффективного воздействия на диспергированную остаточную нефтяную фазу, адгезионно связанную со стенками пор. На фиг.3 представлена условная схема гидродинамического отмывания стенки круглой поры в поле круговой траектории смещения. На фиг.3а представлена круглая пора, заполненная водой, в нижней части которой находится капля нефти. Стрелкой по центру поры показано направление заводнения. Макрогидродинамический поток не влияет на сцепление нефти и твердой поверхности поры. Нефть остается неподвижной. На фиг.3б показана ситуация после начала сейсмического воздействия, при котором пора попала в область круговых траекторий колебаний. За счет этих колебаний внутри поры формируется вихревое течение. Несмотря на то, что амплитуда колебаний мала даже по сравнению с размером поры, в такой системе возникают условия для формирования интенсивных пристеночных потоков. В упрощенном виде механизм их образования таков: центробежная сила приводит к формированию расходящихся вихрей насыщающей пору воды, на контакте с твердой стенкой эти вихри тормозятся, в образующемся таким образом пограничном слое генерируется интенсивное течение, по достижении предельного сдвигового усилия капля нефти деформируется и затем отрывается от стенки. На фиг.3в показана ситуация, когда освободившиеся капли нефти вовлекаются в макро-гидродинамический поток и выносятся из поры. Дестабилизация структуры остаточной нефти на границе целиков нефти способствует их страгиванию и вовлечению в общий макропоток жидкостей.

При проведении натурных работ по сейсмическому воздействию на пласт проводят измерение амплитуд и фаз вертикальной и двух горизонтальных составляющих колебаний на уровне продуктивного пласта на разных расстояниях от пунктов сейсмического воздействия. Расчеты и опыт проведения таких измерений показывают, что оптимальным диапазоном расстояния источника колебаний от наблюдательной скважины является диапазон от 0.1Н до 3.0Н, где Н - глубина продуктивного пласта.

Для измерений амплитуд и фаз вертикальной и двух горизонтальных составляющих колебаний используют скважинные сейсмические зонды различной конструкции. Предпочтение отдают трехкомпонентному приемнику сеймоакустических колебаний, трехкомпонентному скважинному снаряду, выполненному в виде трех взаимно перпендикулярных сейсмоприемников, расположенных друг над другом, трехкомпонентному скважинному снаряду, выполненному в виде трех сейсмоприемников, установленных наклонно относительно оси зонда.

При использовании произвольно ориентированных по отношению к источнику колебаний зондов амплитуду и фазу суммарной горизонтальной составляющей вычисляются по правилу сложения векторов.

На фиг.4 представлена схема натурных измерений амплитуд и фаз вертикальной и двух горизонтальных составляющих в зависимости от частоты сейсмических колебаний и глубины установки зонда. Измерения в данном случае проводят по уровню сейсмической эмиссии. Очевидно, что при одинаковом расстоянии источника колебаний от вертикальной проекции зонда на поверхность месторождения, равном 1500 м, рабочая частота сейсмического воздействия на продуктивный пласт на глубине 1650 м составляет 22 Гц, а на глубине 1740 м - 20 Гц. На фиг.5 результаты этих измерений проиллюстрированы в виде зависимости амплитуды сейсмоакустического отклика от частоты сейсмического воздействия.

Если нефтяное месторождение является многопластовым, то рабочую частоту определяют для каждого продуктивного пласта и сейсмическое воздействие осуществляют на каждый пласт.

Использование предлагаемого изобретения позволяет повысить нефтеотдачу за счет гидродинамического отмывания стенок пор и трещин от капель и пленок нефти с последующим введением их в фильтрационный макропоток, не нарушая экологию.

Использование: в нефтедобывающей промышленности, в частности при разработке обводненных нефтяных месторождений с помощью управляемых вибрационных источников, возбуждающих сейсмические волны с земной поверхности в пределах контура нефтеносности и вне его, и может быть использован при разработке нефтяных месторождений, находящихся в условиях активного водонапорного режима искусственного или естественного происхождения, а также для ускорения гравитационной сегрегации нефти и воды в крутопадающих пластах и залежах с большим этажом нефтеносности. Обеспечивает повышение нефтеотдачи за счет формирования гидродинамического отмывания стенок пор и трещин от адгезионно связанной с ними остаточной нефти в поле круговых траекторий смещения частиц. Сущность изобретения: на обводненном нефтяном месторождении, вскрытом по меньшей мере одной скважиной, определяют местонахождение участков месторождения с неподвижной нефтяной фазой. На уровне продуктивного пласта устанавливают сейсмический зонд, измеряют амплитуды и фазы вертикальной и двух горизонтальных составляющих сейсмических колебаний на различных частотах сейсмического воздействия. Определяют амплитуду и фазу суммарной горизонтальной составляющей для каждой частоты сейсмического воздействия. Воздействуют на пласт по меньшей мере одним или более источником колебаний с рабочей частотой. В качестве рабочей частоты выбирают частоту, при которой вертикальная и суммарная горизонтальная составляющие равны по амплитуде, но различаются по фазе на 90°. 4 з.п. ф-лы, 5 ил.

1. Способ разработки обводненного нефтяного месторождения, включающий вскрытие продуктивного пласта по меньшей мере одной скважиной, определение местонахождения участков месторождения с неподвижной нефтяной фазой и сейсмическое воздействие на них по меньшей мере одним и более источником колебаний с рабочей частотой, отличающийся тем, что на уровне продуктивного пласта устанавливают зонд, измеряют амплитуды и фазы вертикальной и двух горизонтальных составляющих сейсмических колебаний при различных частотах сейсмического воздействия, определяют амплитуду и фазу суммарной горизонтальной составляющей для каждой частоты сейсмического воздействия, а в качестве рабочей частоты выбирают частоту, при которой вертикальная и суммарная горизонтальная составляющие равны по амплитуде и различны по фазе на 90°.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что источник колебаний располагают на расстоянии (0,1-3,0) Н от точки вертикальной проекции зонда на поверхность месторождения, где Н - глубина продуктивного пласта, м.3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве зонда используют трехкомпонентный приемник сейсмоакустических колебаний.4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве зонда используют трехкомпонентный скважинный снаряд, выполненный в виде трех взаимно перпендикулярных сейсмоприемников, расположенных друг над другом.5. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве зонда используют трехкомпонентный скважинный снаряд, выполненный в виде трех сейсмоприемников, установленных наклонно относительно оси зонда.