Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначается для добычи нефти, в особенности на поздних стадиях разработки обводненных месторождений с осложненными условиями слабодренируемых, низкопроницаемых и неоднородных коллекторов.
Известны способы разработки нефтяных месторождений, при которых для создания дополнительных каналов массопереноса из пласта в скважины применяют гидроразрыв (ГРП) (Некрасов В.И., Глебов А.В., Ширгазин Р.Г., Вахрушев В.В. Гидроразрыв пласта: внедрение и результаты, проблемы и решения. - Уфа: ГУП ИИЦ ГНИ по РБ, Белая река, 2001. - 237 с., Экономидис Микоэл Дж., Хольте Кеннет Т. Воздействие на нефтяные и газовые пласты (пер. с англ.)./Под ред. Булатова А.И. - Краснодар: ВНИИКРнефть, 1992. - Т.1. - 538 с., Патент РФ №2066746, МПК Е 21 В 43/26, 33/13, опубл. в БИ №26, 20.09.96). Данные способы являются методом восстановления и увеличения продуктивности скважин, однако они не раскрывают полностью потенциал процедуры создания каналов связи пласта со скважинами. Во время применения данных способов остается неизвестным главный результат технологических операций воздействия - характеристики созданных дополнительных каналов-трещин в скважинах. Процесс развития каналов разрыва при закачке и после прекращения нагнетания жидкости остается скрытым для оператора-технолога. Контроль хода процесса осуществляется только по косвенным признакам, которые можно непосредственно определять в ходе обработки, например по динамике изменения давления на устье скважины, но в реальных условиях обработок выделять из картограмм полного давления динамику изменения давления в трещине практически невозможно. Единственным методом интерпретации комплекса параметров обработки скважин с применением ГРП в известных способах является математическое моделирование процесса развития трещин с применением весьма сложных и дорогостоящих программ, требующих больших затрат расчетного времени, длительной и не всегда достигаемой адаптации к реальным геолого-физическим условиям конкретной залежи. Для моделирования требуются большие объемы исходной информации, в частности данные о фильтрационно-емкостных и механических свойствах пород по объекту. И если такие данные, как коэффициенты проницаемости, пористости и др. достаточно полно представлены для нефтяных залежей, то упругие и прочностные свойства пород, требующие нетрадиционных и сложных методов исследования, практически повсеместно не имеют представительного объема по залежам и отличаются значительным разбросом значений даже в пределах одного литотипа. Использование корреляционных зависимостей между упругопрочностными и коллекторскими параметрами дает существенные погрешности в оценках механических параметров. Все это сильно снижает надежность моделирования и эффективность управления процессами ГРП в данных способах.
Кроме того, в данных способах длительная и трудоемкая процедура математического моделирования проводится задолго до проведения технологических операций ГРП на скважинах, ее результативность оценивается каждый раз уже после самих обработок по совпадению изменения расчетных и наблюдаемых косвенных величин (например, по изменению давления закачки), применение способов не дает надежных рекомендаций увеличения ожидаемого эффекта за счет оптимального назначения режимных технологических параметров процесса ГРП.
Все это сильно снижает надежность проектирования, управления и эффективность данных способов разработки.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ разработки нефтяного месторождения, предполагающий бурение скважин, нагнетание вытесняющих агентов в нагнетательные скважины и отбор пластовой жидкости через добывающие скважины, исследование направления естественной трещиноватости геологической среды пласта, инициирование направления и создание трещин гидроразрыва (дополнительных каналов массопереноса) в скважинах. (Патент РФ №2003789, МПК Е 21 В 43/26, опубл. в БИ №43-44, 30.11.93). Известный способ позволяет в благоприятных условиях направления естественной трещиноватости геологической среды и возможности инициированием производить достаточные отклонения направления распространения искусственных трещин от данного направления создавать гидродинамическую связь между отдельными скважинами залежи, но его эффективность в целом по воздействию на пласт, по интенсификации выработки запасов, по достижению притока добавочной нефти по фильтрационным полям залежи к скважинам, по увеличению охвата пласта воздействием мала, в особенности для слабодренируемых участков, низкопроницаемых, неоднородных по строению коллекторов залежей, истощенных и обводненных залежей.
В данном способе предусматривается лишь косвенная оценка направления естественной трещиноватости в пласте, и отсутствуют действия по выявлению конкретных участков повышенной трещиноватости, что не позволяет при проектировании разработки производить оптимальный выбор скважин-кандидатов на проведение эффективного гидроразрыва. Проверка правильности инициирования трещин и достижение достаточной длины в данном способе проводится уже после завершения обработки по гидродинамическим исследованиям взаимодействия скважин, и при этом из-за отсутствия конкретных операций инициирования трещин и при отсутствии прямого контроля за их зарождением и распространением, а также достижением нужной длины известный способ никак не устраняет все описанные выше недостатки аналогов. Эффективная стратегия поиска режимов оптимальной обработки отсутствует, а все попытки создания проектов разработки с применением способа неизбежно связаны с накоплением большого статистического материала проведения реальных гидроразрывов не только по месторождениям, но и по их участкам с разными геолого-физическими условиями и разным расположением пар скважин относительно направления естественной трещиноватости. На практике это трудноосуществимо и, кроме того, неизбежно связано с большими погрешностями в прогнозах.
Но наиболее существенно то, что известный способ предоставляет лишь предпосылки при благоприятных условиях повышения локальной связи скважин с пластом и не дает возможностей для продуктивного информационно-энергетического взаимодействия скважин с полным объемом пласта, обуславливающего не только локальные увеличения притоков к скважинам, но благоприятные изменения полей насыщенностей и повышение нефтеотдачи залежи.
Задачей изобретения является повышение эффективности разработки с повышением охвата пласта воздействием, увеличением добычи нефти и повышением нефтеотдачи пласта путем целенаправленного выбора объектов-скважин для проведения обработок, осуществления прямого контроля и оперативного управления параметрами обработок, а также создания наиболее благоприятных предпосылок для притока нефти к скважинам после завершения обработок по группам скважин, снижение энергозатрат, расширение функциональных возможностей способа.
Для решения поставленной задачи в известном способе, включающем нагнетание вытесняющих агентов в нагнетательные скважины и отбор пластовой жидкости через добывающие скважины, исследование естественной трещиноватости геологической среды пласта, инициирование и создание дополнительных каналов массопереноса в скважины, согласно изобретению при исследовании естественной трещиноватости выявляют по площади залежи зоны повышенной трещиноватости, напряженности и/или выявляют зоны аномалий других геолого-физических параметров пластовой среды и в указанных зонах или вблизи них выбирают добывающие скважины или бурят дополнительные, инициируют и создают волновые каналы энерго-массопереноса на продуктивных интервалах данных скважин в пластах путем последовательной подачи импульсов физических энергий в пласт с одновременной записью поступающих из пласта физических излучений, их фрактальным анализом, построением объемных аттракторов состояния структуры геологической среды в режиме реального времени и непрерывным компьютерным мониторингом изменения состояния залежи и развития каналов энерго-массопереноса в пласте по группам скважин, на основе которого назначают момент времени подачи каждого последующего импульса и задают его энергетические и частотные параметры.
При осуществлении способа зоны повышенной трещиноватости по площади залежи в пласте наиболее рационально и с большой степенью достоверности выявлять методом сейсмолокации бокового обзора скважин (СЛБО). Данный метод дает объемные телеметрические картины реального распределения трещин по пласту залежи, в соответствии с которыми надежно определяются зоны скопления трещин, их конфигурация, плотность, расположение и направление в пространстве.
В качестве импульсов физических энергий при создании волновых каналов энерго-массопереноса возможно использовать импульсы давления скважинной жидкости и/или электромагнитные и/или тепловые импульсы.
При записи и анализе поступающих из пласта при создании волновых каналов энерго-массопереноса физических излучений оптимально записывать и анализировать поступающие из пласта сигналы акустической эмиссии (АЭ) и/или электромагнитные эмиссионные сигналы.
В целях рационального использования штатного нефтепромыслового оборудования целесообразно при осуществлении способа предварительное инициирование волновых каналов энерго-массопереноса на продуктивных интервалах выбранных скважин осуществлять наложением стадий репрессионно-депрессионного и реагентного воздействий на пласт в сочетании с одновременным воздействием упругими колебаниями.
В этих же целях и для достижения максимальной глубины и эффективности воздействия оптимально воздействие упругими колебаниями на пласт при инициировании волновых каналов энерго-массопереноса в выбранных скважинах осуществлять скважинными гидродинамическими генераторами со значениями колебательного смещения, превышающими 0,3-1,0 мкм и в частотном диапазоне 20-450 Гц.
Реагентное воздействие на пласт при инициировании волновых каналов энерго-массопереноса в выбранных скважинах оптимально осуществлять закачкой в пласт кислот и/или нефтекислотных эмульсий.
Для осуществления обратной связи с пластом при инициировании волновых каналов энерго-массопереноса возможно при этом одновременно производить запись и фрактальный анализ сигналов акустической эмиссии и/или электромагнитных эмиссионных сигналов из пласта.
Во время создания волновых каналов энерго-массопереноса при последовательной подаче импульсов давления в пласт в качестве скважинной жидкости рационально использовать нефтекислотную эмульсию.
При этом нефтекислотную эмульсию технологически рационально приготовлять непосредственно на забое скважин прокачкой смеси кислоты и нефти через скважинный гидродинамический генератор упругих колебаний.
Поскольку предусматривается бурение дополнительных скважин вблизи или внутри зон с повышенной трещиноватостью и напряженностью среды, то для обеспечения высокого качества и исключения возможных аварий, например выбросов буровых труб, целесообразно в процессе бурения скважин одновременно производить запись и фрактальный анализ поступающих из разбуриваемой среды сигналов акустической эмиссии и/или электромагнитных эмиссионных сигналов, на основании которого осуществлять контроль процесса бурения и назначать его режимные операции, в частности замену буровых инструментов или временное утяжеление бурового раствора.
В определенных геолого-физических условиях для расширения функциональных возможностей способа целесообразно после создания волновых каналов энерго-массопереноса в пласте осуществлять закачку в них флюидов - химреагентов и/или теплоносителей.
В этих же целях возможно после создания волновых каналов энерго-массопереноса в пласте создавать в них электропроводящую среду и осуществлять подачу электрических токов или потоков электромагнитных излучений.
В целях достижения максимального охвата пласта воздействием и его требуемой продолжительности, возможно после создания волновых каналов энерго-массопереноса на продуктивных интервалах выбранных скважин и пуска их в эксплуатацию одновременно с отбором пластовой жидкости производить дополнительное воздействие на геологическую среду пласта возмущениями механических напряжений.
При этом воздействие на геологическую среду пласта возмущениями механических напряжений рационально осуществлять с возбуждением и распространением в пласте волн и/или импульсов упругих колебаний и/или электромагнитных волн и/или импульсов.
Воздействие на геологическую среду пласта возмущениями механических напряжений возможно осуществлять генераторами упругих и/или электромагнитных колебаний и/или импульсов из забоев дополнительно выбранных добывающих и/или нагнетательных скважин.
Для достижения наиболее объемного воздействия на пласт возможно дополнительно к воздействию на геологическую среду пласта возмущениями механических напряжений из скважин, например скважинными забойными генераторами, одновременно или попеременно осуществлять данное воздействие также с поверхности залежи, например, поверхностными вибросейсмическими источниками.
С точки зрения достижения высокой эффективности при минимальных энергетических затратах воздействие возмущениями механических напряжений на геологическую среду пласта оптимально осуществлять с параметрами колебательного ускорения и колебательного смещения, превышающими соответственно значения 0,1-0,5 м/с2 и 0,1-1,0 мкм.
В целях снижения энергозатрат и максимального развития эффектов по объему залежи целесообразно воздействие на геологическую среду пласта возмущениями механических напряжений проводить постоянно или периодически, в периоды времени, сопряженные с действием на геологическую среду глобальных геопланетарных факторов, например с действием лунных приливов и отливов.
Для поддержания высокого уровня активности среды пласта и расширения функциональных возможностей способа целесообразно дополнительно к воздействию на геологическую среду пласта возмущениями механических напряжений одновременно с отбором пластовой жидкости в пласте циклически изменять пластовое давление.
Для оптимальной выработки запасов нефти в пласте целесообразно дополнительно к воздействию на геологическую среду пласта возмущениями механических напряжений после создания волновых каналов энерго-массопереноса на выбранных скважинах и пуска их в эксплуатацию одновременно с отбором пластовой жидкости по залежи циклически отключать и/или подключать в работу группы скважин и инициировать в пласте перемену направлений фильтрационных потоков.
Вышеуказанные отличительные от прототипа признаки предложенного способа определяют возникновение нового качества воздействия, связанного с созданием непрерывного энергоинформационного взаимодействия в режиме обратной связи с геологической средой пласта в процессе воздействия из скважин при оптимальном учете особенностей строения геологической среды, что обуславливает максимальный охват пласта по глубине и простиранию с направленными изменениями полей напряжений, внутрипоровых давлений, полей фильтрации и насыщенностей в пластах. При этом процесс разработки залежи нефти протекает в условиях качественно новых положительных изменений фазовых проницаемостей нефти и воды в пластах, резкой интенсификации капиллярной пропитки, существенного увеличения коэффициента охвата пластов нефтевытеснением, кроме того, возникающие дополнительно поля трещиноватости не только обеспечивают увеличение притоков нефти к скважинам и увеличение нефтеотдачи пластов, а также в определенных геолого-физических условиях и восполнение запасов нефти в залежи.
Сущность предлагаемого изобретения заключается в следующем.
Согласно изобретению предварительно проводят исследование геологической среды пласта по залежи и выявляют зоны повышенной трещиноватости, напряженности, а также зоны других аномалий геолого-физических параметров насыщенной пористой среды пласта. На поздних стадиях разработки, в условиях слабодренируемых, низкопроницаемых и неоднородных коллекторов данные зоны связаны с изменениями насыщенностей пластовой среды и обозначают участки залежи с еще невыработанными запасами. Фильтрационному течению нефти в скважины в пределах данных зон препятствует наличие метастабильных экранов - как естественных, обусловленных особенностями литологии блочной пластовой структуры, так и участков с локальными повышениями механических напряжений, возникающих в процессах разработки при локальных изменениях пластового давления, а также под влиянием других внешних техногенных и природных факторов. Кроме того, зоны повышенной трещиноватости, а также другие зоны аномалий геолого-физических параметров могут быть связаны с нереализованными или слабо функционирующими в настоящее время притоками мантийной нефти из глубин кристаллического фундамента в залежь, которые также закупорены определенными метастабильными экранами. На практике данные зоны можно определять методом сейсмолокации бокового обзора скважин (СЛБО). Можно выявлять их также методами обработки аэрокосмических снимков высокого разрешения, по аномалиям геофизических полей нефтяной залежи, например гравитационных или магнитных, радонометрии площадей залежей или по изменениям радиоактивности добываемых флюидов. С определенными допущениями также возможно определение данных зон по промысловым показателям истории разработки залежей. В пределах данных зон выявляются существующие скважины или пробуриваются новые для проведения комплексного воздействия на пласт. Сущность комплексного воздействия - разрушение метастабильных экранов, препятствующих притоку дополнительной нефти к скважинам, увеличению подвижных запасов и возможному восполнению общих запасов нефти в залежи при помощи создания пронизывающих пласт волновых каналов энерго-массопереноса.
Структура геологических сред имеет фрактальный характер, а их реальное состояние описывается определением нелинейно-динамических систем. Различные процессы в геологических средах вызывают эмиссионные сигналы физических излучений, в частности сигналы акустической эмиссии, временные ряды которой также фрактальны - детерминировано хаотичны и несут важную информацию о характере протекания данных естественных и наведенных внешним вмешательством горных процессов. Применяя методы анализа нелинейных динамических систем, методы фрактального анализа, можно по записи временного ряда физических излучений непрерывно с помощью быстродействующих компьютеров, с минимальной задержкой, «наблюдать» состояние геологической среды насыщенного нефтяного пласта. Нелинейная динамическая система-пласт характеризуется странным аттрактором, притягивающим множеством в многомерном фазовом пространстве, в котором расположены траектории ее поведения. В результате непрерывных вычислений на компьютере можно в течение малого времени анализировать достаточно большую выборку эмиссионного сигнала, вычислять необходимые параметры и получать на экране монитора картину полученного аттрактора. Практически сразу происходит аналогичный анализ следующей поступающей из среды выборки сигнала. При этом при непрерывном анализе на экране непрерывно будут сменяться данные и картины, соответствующие происходящим в нелинейной динамической системе-пласте процессам.
Согласно предлагаемому изобретению, в выявленных зонах или вблизи них выбирают скважины и последовательно подают через них в пласт импульсы физических энергий. Возникающие при этом в геологической среде возмущения механических напряжений оказывают весьма существенное влияние на состояние пород, влияя на пластичность, кинетику образования структурных дефектов, микро- и макротрещин и другие процессы. Но с точки зрения достаточно дистанционного воздействия на метастабильные экраны при реально достижимой энергетике с созданием пронизывающих пласт волновых каналов, необходимо достижение нового качества воздействия - переход в новое состояние через последовательное изменение среды с максимальным высвобождением ее собственной энергии на каждом этапе воздействия. При этом организуется непрерывное энергоинформационное взаимодействие в режиме обратной связи с геологической средой пласта в процессе воздействия из скважин.
Это осуществляется следующим образом. Геологические среды испускают эмиссионные сигналы даже в относительно равновесном состоянии, и при этом непрерывно реконструируемый на компьютере странный аттрактор по времени пульсирует. Состояние относительного равновесия в системе сменяется фазами более неустойчивого состояния, что свидетельствует о том, что излучение эмиссионной энергии сопровождается сменяющимися фазами накопления энергии и последующего сброса. Под влиянием внешнего энергетического воздействия излучение эмиссионной энергии резко возрастает, пульсации странного аттрактора меняют характер и амплитуду. При подаче из скважины в пласт импульса, например давления в жидкости, одновременно анализируется отклик среды - эмиссионный сигнал из пласта, фиксируется изменение состояния пластовой системы и определяется момент времени подачи последующего импульса, соответствующий вызванной фазе максимальной локальной неустойчивости состояния среды. Под влиянием воздействия каждого импульса давления происходит определенное преобразование среды - размыкание трещин и дополнительное трещинообразование с перестройкой структурной матрицы и изменением полей насыщенностей под действием горных напряжений и давления флюидов. Аналогичные определенные изменения происходят при подаче в пласт импульсов других энергий, например электромагнитных. Важно, что при этом происходит высвобождение некоторой доли собственной энергии пласта.
В момент подачи импульса из скважины соответствующие возникновению локальной неустойчивости среды преобразование среды и высвобождение энергии максимальны. Если в начале воздействия по наблюдению за аттрактором не происходит достаточных изменений состояния среды, то предусмотрено «обучение» воздействия с обратной связью - изменяется мощность импульса и его частотные параметры, вплоть до появления соответствующей полезной реакции среды. Каждый последующий импульс проходит по более проводящей среде, и глубина его энергетического воздействия и высвобождение энергии за каждый этап воздействия возрастают. Высвобождающаяся энергия подпитывает энергию импульса и также увеличивает глубину воздействия. Но наиболее существенно то, что при этом происходит стягивание происходящих при воздействии импульсами изменений по направлению к месту максимальной активности среды пласта - к предварительно выявленной зоне повышенной трещиноватости и напряженности. Воздействие концентрируется по определенному вектору - образуется волновой канал энергопереноса. Для подтверждения данного процесса можно привести аналогию в природном явлении, когда перед ударом мощного разряда молнии в определенное место на поверхности можно наблюдать постепенное предварительное возникновение слабо светящегося луча - канала предвестника, указывающего место последующего удара молнии.
При достижении волновым каналом зоны максимальной метастабильности состояния среды возникают триггерные эффекты воздействия, с полным высвобождением собственной пластовой энергии, происходит перестройка структуры метастабильных экранов, образуются новые каналы фильтрации, происходят благоприятные изменения полей насыщенностей и фильтрации, приводящие уже к дополнительному массопереносу в скважины. При осуществлении воздействия одновременно из группы скважин образующиеся волновые каналы энерго-массопереноса стягиваются в одном месте и кратно увеличивают эффект воздействия. При совпадении зон повышенной трещиноватости с локальными кольцеобразными репрессиями и депрессиями пород, проникающими из глубин кристаллического фундамента в коллектор нефтегазового пласта, данное воздействие может способствовать также резкому ускорению дополнительного притока мантийной нефти в продуктивный пласт.
Перед осуществлением воздействия на пласт в выбранных скважинах проводят операции по инициированию волновых каналов энерго-массопереноса. Данные операции включают виброволновое воздействие на призабойные зоны (ПЗП) для очистки фильтрационных каналов пористой среды, облегчения проникновения рабочей жидкости в микропоры и трещины породы, обеспечения расклинивающего эффекта, ослабления поверхностной прочности породы и развития в ПЗП зародышей трещинообразования и микротрещин. При использовании в качестве рабочей жидкости растворов кислот данные процессы интенсифицируются и по площади, и по глубине воздействия. При необходимости для улучшения качества очистки и ослабления породы виброволновое воздействие сочетается с циклическим репрессионно-депрессионным. В результате в ПЗП образуется сеть глубоких и разветвленных трещин и создаются благоприятные условия для последующего развития волновых каналов.
Фрактальный анализ поступающих из геологической среды сигналов акустической эмиссии и/или электромагнитных эмиссионных сигналов и построение аттракторов состояния ее структуры в реальном времени осуществляют также в процессах бурения скважин. При этом осуществляется эффективный комплексный контроль бурения - по непрерывному изменению картин аттракторов диагностируется состояние породоразрушающих инструментов, определяется приближение долот к зонам повышенной трещиноватости, фиксируется прохождение буром коллекторов с оценкой их водо- или нефтенасыщенности, заранее определяется приближение долот к возможным зонам с аномально высоким давлением флюидов, что позволяет при бурении вовремя выполнять необходимые технологические операции для предотвращения аварийных выбросов буровых труб и при этом сохранять необходимые условия для успешного последующего освоения нефтеносных пластов.
Способ осуществляют следующим образом.
По выбранной нефтяной залежи проводят исследование геологической среды пласта, томографию продуктивных пластов и подстилающей горной среды по разрезу и по площади, например, методом сейсмолокации бокового обзора (СЛБО) для подробного изучения геологических особенностей залегания, распределения зон естественной трещиноватости, слабодренируемых зон, а также выявляют зоны аномалий сейсмической активности и других геолого-физических параметров среды. Определяют расположение объектов воздействия - данных зон по площади залежи и в пределах данных зон выбираются скважины, зоны дренирования которых связаны с данными объектами или пробуриваются новые для проведения комплексного физического воздействия на пласт.
В случае необходимости уточнения имеющихся данных, по методикам авторов изобретения, проводят лабораторные исследования акустопластических и фильтрационно-деформационных процессов на кернах в поле упругих колебаний и определяют пороговые параметры колебательного смещения и ускорения для эффективного проведения виброволнового воздействия с целью очистки пористых сред ПЗП скважин и образования в ней микротрещин, а также и для воздействия возмущающими напряжениями на выявленные зоны.
Обустраиваются участки нефтяной залежи для осуществления способа.
В выбранных для воздействия нагнетательных и добывающих скважинах производят предварительные работы по подготовке к проведению воздействия на пласт, планируют территорию для расстановки техники и прокладки коммуникаций, проверяют техническое состояние скважин, уточняют геолого-физические характеристики пласта, оценивают требуемые режимные параметры подачи импульсов давления жидкости, производят необходимое оборудование устья скважины требуемой техникой, компьютерными измерительными комплексами и проводят другие необходимые по регламенту работы. В случае необходимости производят дополнительную перфорацию продуктивного пласта.
В скважинах на спускаемых насосно-компрессорных трубах устанавливают на уровне продуктивного интервала пласта гидродинамические генераторы и с подачей рабочей жидкости устьевыми насосными агрегатами проводят операции по инициированию волновых каналов энерго-массопереноса в пластах: виброволновое воздействие на ПЗП в сочетании с циклическим репрессионно-депрессионным для очистки фильтрационных каналов пористой среды, обеспечения расклинивающего эффекта и ослабления поверхностной прочности пород. При использовании в качестве рабочей жидкости специальных жидкостей, например нефтекислотных эмульсий, данные процессы интенсифицируются и по площади, и по глубине воздействия. При этом на устье скважин с использованием разработанного авторами измерительного комплекса можно непрерывно производить запись и фрактальный анализ возникающего отклика среды ПЗП - изменения интенсивности и характера событий акустической эмиссии, на основе которого осуществлять контроль режимов работы гидродинамических генераторов и принимать решения о проведении дополнительных циклов обработки или о завершении предварительных инициирующих работ в скважинах.
На следующем этапе работ через забои скважин осуществляется воздействие на пласт импульсами физических энергий, например импульсами давления в жидкости. Скважины оборудуются специальными забойными или устьевыми импульсными клапанными устройствами и одновременно с работой устьевых насосных агрегатов производится последовательная подача импульсов давления в пласт. При этом одновременно осуществляется запись и анализ сигналов АЭ из пласта и компьютерный мониторинг режимов воздействия. С использованием созданной обратной связи с пластом производится контроль за эффективностью воздействия и производится настройка его режима - подбираются оптимальные моменты времени подачи импульсов и их энергетические и амплитудно-частотные параметры, обеспечивающие процесс непрерывного создания волнового канала энерго-массопереноса в пластовой среде.
После завершения основного этапа работ обработанные скважины вводят в эксплуатацию и осуществляют нагнетание вытесняющих агентов в нагнетательные скважины и отбор пластовой жидкости через эксплуатационные. При этом для обеспечения оптимальных условий вытеснения нефти, через образованные в пласте волновые каналы энерго-массопереноса, можно эффективно закачивать специальные флюиды - химреагенты или теплоносители. Также данные каналы можно эффективно использовать для подачи в пласт электрических токов или потоков электромагнитных излучений.
Для поддержания функционирования волновых каналов энерго-массопереноса в пласте достаточно длительное время можно одновременно с отбором пластовой жидкости производить дополнительное воздействие на геологическую среду пласта возмущениями механических напряжений. Для этого в отдельных скважинах устанавливают устьевые или забойные генераторы или клапанно-импульсные устройства. Они работают постоянно или периодически одновременно с нагнетанием вытесняющих агентов в нагнетательных скважинах и с отбором пластовой жидкости через добывающие. В качестве них можно использовать гидродинамические генераторы с постоянной подвеской, в том числе работающие совместно с ЭЦН в добывающих скважинах, импульсное скважинное оборудование, работающее совместно со штанговыми насосами, и другие клапанно-импульсные устройства конструкции авторов предлагаемого изобретения. Также можно дополнительно воздействовать на геологическую среду пласта с применением поверхностных вибросейсмических источников - передвижных вибросейсмических платформ или вибромолотов, передающих энергию по направлению к активной зоне пласта через заглубленные под рыхлые поверхностные грунты специальные анкерные скважины.
Создание нестационарных и знакопеременных перепадов давления в среде пласта также с целью усиления и поддержания достаточной длительности достигаемых эффектов воздействия можно осуществлять изменением забойного давления (режимов закачки и отбора) в скважинах, вплоть до полной периодической остановки работы целой группы выбранных скважин. При этом во время остановок нагнетательных скважин в противоположные к ним скважины осуществляют циклы закачки в переменном режиме с большими амплитудами изменения давления нагнетания. Периодическая закачка требуемых повышенных объемов жидкости через установленные в скважинах гидродинамические генераторы может осуществляться при стандартных и даже пониженных давлениях на линии нагнетания и при этом появляется возможность варьирования в широких пределах параметров периодической закачки даже при использовании обычных линий КНС.
При реализации способа и осуществлении комплексного физического воздействия не только наиболее полно учитываются особенности геологической структуры пласта, но и возможности ее преобразования, а также направление и характер данного преобразования, при этом для обеспечения достаточно большого масштаба и глубины осуществляемого воздействия рационально используются энергетические запасы существующих метастабильных состояний горных сред, обеспечивающие существенное повышение показателей разработки залежей, выработку застойных, не охваченных ранее зон и участков, существенное увеличение полноты извлечения нефти из пластов.
Пример осуществления способа.
На нефтяном месторождении провели томографию методом СЛБО. Также провели исследования естественных акустических шумов и микробиологические исследования углеводородных утечек по площади залежи, которые позволили выявить зоны повышенной трещиноватости, повышенной микросейсмической активности и слабодренируемые зоны, связанные с невыработанными запасами нефти. Для уточнения привязки невыработанных запасов по участкам к конкретным скважинам провели также по методике авторов исследования наработанного опытно-промыслового материала - анализировались характеристики вытеснения по скважинам и оценивалось соотношение относительных извлекаемых запасов и подвижных запасов для определения скважин, в которых фактическое нефтесодержание меньше приведенного.
По проведенным исследованиям выбрали для осуществления способа участок нефтяного месторождения, включающий 6 нагнетательных и 15 добывающих скважин. Схема участка залежи представлена на чертеже. Объектами разработки являются пласты карбонатов среднего карбона каширского, верейского горизонтов и башкирского яруса. Основным объектом разработки на участке являются известняки верейского горизонта пористостью 11-15%, проницаемостью - 0,06 мкм2. Плотность нефти в условиях залегания пластов - 887,0-910,0 кг/м3, вязкость - 13-34 мПа·с, давление насыщения - 7,0 МПа. Глубина до кровли пластов - 1250-1300 м. Обводненность продукции по среднему карбону - 60%.
Среднесуточная текущая добыча нефти по участку 28,5 т/сут, весовая обводненность - 55%. Среднесуточная текущая закачка воды - 236,3 м3/сут, средняя приемистость скважин - 39,4 м3/сут, средний дебит добывающих скважин по нефти - 1,9 т/сут. По добывающим скважинам 5 эксплуатируются при помощи ЭЦН (номера 3, 8, 13, 14, 19 см. чертеж) и 10 - ШГН. Распределение по обводненности: пять скважин продуцируют с обводненностью от 4,7 до 13,9%, четыре - с обводненностью от 55 до 95%, четыре - с обводненностью свыше 98%.
Расстояния между добывающими и нагнетательными скважинами - от 350 до 450 м.
По отобранным на участке керновым материалам и пробам пластовых жидкостей провели лабораторные исследования влияния возмущений механических напряжений на акустопластические и фильтрационно-деформационные процессы и определили пороговые параметры колебательного смещения возникновения триггерных эффектов деформирования, накопления микроразрушений и структурной перестройки насыщенных горных пород ξ=0.3 мкм, а также пороговые колебательные параметры возникновения фильтрационных эффектов и декольматационных явлений ξ=0,25 м/с2, ξ=0,65 мкм.
Производится обустройство участка и проводятся подготовительные работы, настройка технических характеристик планируемых к применению генераторов, в том числе и импульсных, на обеспечение требуемых амплитудно-частотных режимов воздействия по каждому объекту применения.
Далее начинается реализация способа. В нагнетательных скважинах 7, 10, 21 предварительно проводится очистка призабойной зоны от механических кольматантов и асфальтосмолистых отложений с применением генератора «Стрэнтер» ГД2В-3ГТ композиций ПАВ и углеводородных растворителей. Промывка забоя осуществляется с использованием колтюбинговой установки типа Hydra Rig и насосного агрегата ЦА-320. Приемистость скважин 7, 10, 21 доводится соответственно до 31, 23, 50 м3/сут при давлении нагнетания 13 МПа. Далее в скважины на трубах НКТ устанавливаются генераторы «Стрэнтер» ГД2В-6ВШ и подключаются к водоводам КНС.
В добывающие скважины 4, 9, 12, 18 после отбивки забоев, промывки стволов и их шаблонирования спускаются на НКТ генераторы «Стрэнтер» ГД2В-15, при этом на трубах выше генераторов устанавливаются механические пакеры с якорями. К устьевой арматуре присоединяют смеситель, к которому подключают напорные линии 3-х насосных агрегатов типа СИН-35 (ЦА-320) и 2-х кислотных агрегатов для параллельной работы. Приемные шланги насосных агрегатов устанавливаются в технологическую емкость объемом 30 м3, заполненную нефтью. От затрубной задвижки прокладывают выкидную линию в технологическую емкость.
К колоннам скважин подключается измерительный комплекс "Научно-Производственного Предприятия Ойл-Инжиниринг» для регистрации акустических сигналов из пласта по обсадной колонне, представленный чувствительными пьезоэлектрическими преобразователями типа ДН-3-М1 и ДН-4-М1, устройствами предварительного усиления сигналов, ВШВ-003-М3, аналого-цифровым преобразователем (АЦП) Е-330, портативным компьютером-ноутбуком на базе процессора Intel Pentium-M, оснащенным специальными расчетными программами.
Производится прокачка рабочей жидкости - нефти через генераторы в сменяющихся режимах циркуляции через затрубное пространство и технологическую емкость и - задавка в пласт - излив из пласта. Одновременно производится непрерывный контроль изменения состояния среды ПЗП по компьютеру измерительного комплекса. По данному контролю при необходимости назначаются операции закачки и задавки в пласт последовательно соляной кислоты (24-28%) и нефтекислотной эмульсии (50%), при этом возможно повышение давления на забоях до горного давления и выше. По компьютерному контролю операции инициирования останавливаются, скважинная арматура обвязывается с азотным агрегатом и производится виброволновое и пенное воздействие на ПЗП с извлечением из пласта продуктов химических реакций.
Гидродинамические генераторы поднимаются на трубах из скважин и заменяются на специальные забойные электромагнитные излучатели высокоамплитудных импульсов давления или клапанно-импульсные гидравлические устройства конструкции "Научно-Производственного Предприятия Ойл-Инжиниринг». Электромагнитные излучатели основаны на принципе отталкивания индуцированных магнитных потоков, которые позволяют развивать мощность в импульсах до 0,5-1,0 ГВт. Они спускаются на 73 мм насосно-компрессорных трубах в интервал пласта и подключаются специальным кабелем к генератору электрических импульсов с регулируемой амплитудой, скважностью (0,1-10 с) и частотой колебаний в волновом цуге (10-1000 Гц). Кабель крепится к трубам клямсами. Производится обвязка скважинной арматуры с насосными агрегатами и одновременно с прокачкой рабочей жидкости - нефти через клапанно-импульсные устройства и/или электромагнитные излучатели последовательная подача импульсов давления в пласт. Осуществляют непрерывный компьютерный контроль изменений в среде пласта и по обратной связи назначают изменения режимов подачи импульсов давления. При этом импульсную мощность электромагнитных излучателей последовательно увеличивают с 10-15 кВт до 0,5-1 ГВт. Данные изменения осуществляют как регулированием расходно-напорных характеристик работы насосов и подстройкой регулировок рабочих узлов клапанно-импульсных устройств, так и настройкой генератора электрических импульсов для излучения электромагнитными излучателями в пласт цугов импульсов упругих колебаний с варьируемой амплитудой, а также последовательностью следования и частотой колебаний в цуге.
По добывающим скважинам 3, 6, 14, 16, 20 производится переоборудование штанговых насосов - хвостовики насосов оснащаются специальным импульсным скважинным оборудованием конструкции "Научно-Производственного Предприятия Ойл-Инжиниринг» с удлинением труб и разгрузкой их на забой.
После завершения операций воздействия в скважинах 4, 9, 12, 18, при установке на них штанговых насосов, также осуществляется данное переоборудование.
В добывающих скважинах 3, 8, 13, 19 производится дополнительное оборудование подвески ЭЦН электроискровыми генераторами типа «Сапфир», которые получают питание от системы электропривода ЭЦН.
Нагнетательные скважины участка дополнительно оборудуют устьевыми автоматизированными задвижками с дистанционным управлением.
После завершения операций создания волновых каналов энерго-массопереноса в скважинах 4, 9, 12, 18 все скважины пускаются в эксплуатацию. При этом одновременно производится воздействие возмущениями механических напряжений из групп как добывающих, так и нагнетательных скважин.
Создание нестационарных и знакопеременных перепадов давления в среде пласта осуществляется путем периодической остановки (на 10-14 сут) нагнетательной скважины 7 при работе в этот период скважины 10 в режиме циклического нагнетания пуск-остановка с малым периодом (5-10 часов). Аналогично работает скважина 7 в периоды отключений скважины 10.
При закачке воды в нагнетательные скважины и одновременном воздействии через них упругими колебаниями средняя приемистость возрастает и достигает значения 54,3 м3/сут. При отборе пластовой жидкости одновременно осуществляется импульсное воздействие при работе как штанговых насосов, так и ЭЦН.
В таком режиме процесс эксплуатации участка осуществляется в течение 2,5 месяцев.
В результате по истечении данного срока весовая обводненность продукции по участку понизилась до 37%, а среднесуточная добыча нефти возросла до 42,2 т/сут (на 48%).
Использование предлагаемого изобретения позволяет существенно повысить эффективность разработки нефтяных месторождений, кроме того его технические операции можно с успехом использовать для компьютерного контроля и мониторинга процессов бурения, гидроразрыва в скважинах. Данные операции предоставляют новые возможности для успешного краткосрочного контроля землетрясений, а также предсказывать проявления вредных техногенных явлений, оползней, разрушений масштабных сооружений и т.д.
| название | год | авторы | номер документа |
|---|---|---|---|
| СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ | 2012 |
|
RU2526922C2 |
| СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ, ДОБЫВАЕМЫХ ЧЕРЕЗ СКВАЖИНЫ | 2007 |
|
RU2357073C2 |
| СПОСОБ ФИЗИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ УГЛЕВОДОРОДНОЙ ЗАЛЕЖИ И СКВАЖИННАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ | 2007 |
|
RU2366806C1 |
| СПОСОБ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА | 2012 |
|
RU2584191C2 |
| СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ | 2005 |
|
RU2291955C1 |
| СПОСОБ РАЗРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНОЙ ЗАЛЕЖИ С ФИЗИЧЕСКИМ ВОЗДЕЙСТВИЕМ НА ГЕОЛОГИЧЕСКУЮ СРЕДУ | 2007 |
|
RU2349741C2 |
| СПОСОБ РАЗРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНОЙ ЗАЛЕЖИ С ФИЗИЧЕСКИМ ВОЗДЕЙСТВИЕМ НА ГЕОЛОГИЧЕСКУЮ СРЕДУ | 2004 |
|
RU2268996C2 |
| СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА И СКВАЖИННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ | 2010 |
|
RU2478778C2 |
| СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ С ФИЗИЧЕСКИМ ВОЗДЕЙСТВИЕМ НА ПЛАСТ И СКВАЖИННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ | 2004 |
|
RU2285788C2 |
| СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА | 2004 |
|
RU2258803C1 |
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений, в особенности на поздних стадиях разработки обводненных месторождений с осложненными геологическими условиями. Обеспечивает повышение эффективности разработки путем целенаправленного выбора скважин и осуществления прямого контроля и оперативного управления параметрами обработок, а также снижение энергозатрат и расширение функциональных возможностей способа. Сущность изобретения: способ включает нагнетание вытесняющих агентов в нагнетательные скважины и отбор пластовой жидкости через добывающие скважины, исследование естественной трещиноватости геологической среды пласта, инициирование и создание дополнительных каналов массопереноса в скважины. Согласно изобретению при исследовании естественной трещиноватости выявляют по площади залежи зоны повышенной трещиноватости, напряженности пластовой среды. В указанных зонах или вблизи них выбирают добывающие скважины или бурят дополнительные. Инициируют и создают волновые каналы энерго-массопереноса на продуктивных интервалах данных скважин в пластах путем последовательной подачи импульсов физических энергий в пласт. Одновременно осуществляют запись поступающих из пласта сигналов акустической эмиссии и/или электромагнитных эмиссионных сигналов, их фрактальный анализ, построение объемных аттракторов состояния структуры геологической среды в режиме реального времени с непрерывным компьютерным мониторингом по напряженности, флюидонасыщенности, давлению флюида, изменению состояния залежи и развитию каналов энерго-массопереноса в пласте по группам скважин. На основе мониторинга по фазе максимальной локальной неустойчивости состояния залежи назначают момент времени подачи каждого последующего импульса и изменяют его энергетические и частотные параметры вплоть до появления отклика среды. 18 з.п. ф-лы, 1 ил.
| RU 2003789 C1, 30.11.1993 | |||
| СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ | 2001 |
|
RU2191889C1 |
| СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА | 1996 |
|
RU2108452C1 |
| СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГЛАВНЫХ НОРМАЛЬНЫХ НАПРЯЖЕНИЙ В МАССИВЕ ГОРНЫХ ПОРОД И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ | 1992 |
|
RU2029084C1 |
| СПОСОБ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ | 1998 |
|
RU2133332C1 |
| СПОСОБ АКУСТИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ ПРОДУКТИВНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО РЕАЛИЗАЦИИ | 1999 |
|
RU2162519C2 |
| US 5184678 A, 09.02.1993. | |||
