СПОСОБ СЕЙСМОВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ Российский патент 2007 года по МПК E21B43/16 

Изобретение используется при разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений путем вибросейсмического воздействия на пласт с помощью генераторов 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 г.), заключающийся в возбуждении в нем упругих колебаний с помощью вибровоздействия. Из-за затухания энергии упругих волн в процессе перемещения к пласту предварительно измеряют в скважине энергию акустических шумов в разные фазы земных приливов. Подбирают режим и условия вибровоздействия, соответствующие максимальной энергии акустического шума.

Недостатком способа является необходимость проводить работы по вибровоздействию в определенную фазу 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 колебаний от 0,1 до 50 Гц, направленными перпендикулярно плоскости залегания пласта и излучаемыми наземными генераторами, при котором подбором частоты с помощью, например, внутрискважинных датчиков обеспечивается резонансный режим поглощения пластом энергии упругих волн.

Недостатком способа является то, что воздействие осуществляется на одной резонансной частоте, что приводит к занижению технологической эффективности воздействия. Недостатком способа является также ограниченное влияние по площади на нефтеотдачу в результате снижения энергии упругих волн, т.е. снижения их амплитуды при относительно высокой резонансной частоте.

Наиболее близким к заявляемому по технический сущности (прототипом) является способ разработки обводненного нефтяного месторождения (авт. св. СССР №1596081, Е 21 В 43/00, 1990 г.), заключающийся в вибросейсмическом воздействии на пласт от наземных источников колебаний, где с помощью сейсмического датчика определяют доминантную частоту и дополнительный источник вибросейсмического воздействия настраивают на доминантную частоту. Недостатком известного способа является недостаточно высокая эффективность воздействия при относительно высокой доминантной частоте из-за быстрого снижения амплитуды упругих волн.

Задачей, решаемой изобретением, является увеличение углеводородоотдачи пластов за счет повышения эффективности вибровоздействия путем комплексного воздействия на продуктивный пласт волнами с доминантной частотой и относительно низкой частотой в зависимости от размеров обрабатываемого геологического тела, а также за счет относительного увеличения амплитуды упругой волны, достигающей продуктивного пласта.

Поставленная задача решается тем, что в способе сейсмовоздействия на продуктивный пласт, включающем вибросейсмическое воздействие на пласт колебаниями, создаваемыми наземными источниками колебаний, определение доминантной частоты продуктивного пласта и установку дополнительных источников, согласно изобретению вибросейсмическое воздействие на пласт осуществляют колебаниями, создаваемыми группой из двух и более генераторов упругих волн, в две стадии, на первой стадии обеспечивают работу генераторов синхронно с частотой, равной доминантной (ν₀), на второй стадии группу генераторов делят на две равные или близкие по количеству генераторов части, каждую часть настраивают на определенную частоту, исходя из условия, что средняя частота генераторов всей группы равна доминантной частоте продуктивного пласта, а разницу между частотами каждой части генераторов (Δν) определяют в соответствии с линейным размером обрабатываемого геологического тела, из условия, что Δν<υ/L, где:

υ - средняя скорость движения упругой волны до продуктивного пласта при частотах каждой части генераторов, м/с;

L - линейный размер обрабатываемого геологического тела, м;

при этом расстояние воздействия сейсмическими колебаниями в продуктивной толще увеличивают уменьшением частоты биения этих колебаний.

Поставленная задача решается следующим образом. Для сейсмовоздействия используется группа из двух или более генераторов. Сейсмовоздействие проводят в две стадии. На первой стадии все генераторы работают синхронно на доминантной частоте. Длина волны сейсмических колебаний (λ) с доминантной частотой равна

λ=υ₀/ν₀, м.

На второй стадии вся группа генераторов делится на две равные или близкие по количеству генераторов части. Одна часть генераторов работает синхронно на частоте ν₁, другая часть - синхронно с ней на частоте ν₂. Частоты ν₁ и ν₂ подбираются из условий:

а) (ν₁+ν₂)*1/2=ν₀,

где ν₀ - доминантная частота для обрабатываемого продуктивного пласта, 1/с;

б) /ν₁-ν₂/=Δν;

причем Δν определяется по формуле Δν<υ/L,

где υ - средняя скорость движения упругой волны до продуктивного пласта при частоте ν₁ и ν₂, м/с;

L - линейный размер обрабатываемого геологического тела (блока, линзы, пропластка, отдельности породы) в направлении движения волны, м.

Суперпозиция указанных сейсмических волн в продуктивной толще пород приведет к биению. Частота биения ν_б=/ν₁-ν₂/=Δν, причем, чем меньше частота биения, тем меньше потери энергии упругой волны, т.е. тем больше расстояние, охватываемое воздействием. Длина волны биения равна

λ_б=υ/Δν, м.

Максимальная амплитуда биения А_м равна:

n - количество генераторов;

A_i - максимальная амплитуда в пласте упругой волны от каждого генератора.

Упругая волна со средней частотой, равной доминантной для пласта частоте ν₀, при воздействии на геологическое тело, линейный размер которого превышает длину волны, т.е. L>λ, проходит через него, смещая частицы тела относительно друг друга. В результате снижается адгезионная сила между пленкой нефти и породой, снижается вязкость структурированной остаточной нефти из-за разрушения ее структуры, образуются и раскрываются микротрещины в коллекторе. Основная часть деформации пласта имеет упругий характер. Эти факторы приводят к повышению фильтруемости нефти и увеличению проницаемости коллектора.

При воздействии упругой волны со средней частотой, равной доминантной, на геологическое тело с линейным размером в направлении распространения волны, меньшим длины волны, т.е. L<λ, основным фактором воздействия является смещение этого тела относительно других геологических тел или среды, включающей это тело. Подобная деформация приводит к освобождению энергии сжатия (тектоническая энергия) в геологическом теле с образованием макротрещин, раскрытию замкнутых трещин, возникновению разломов скольжения и других видов деформации. Деформация в этом случае носит в основном неупругий характер, т.е. не исчезает после прекращения воздействия, и поэтому считается более эффективной. Известно, что чем больше размер геологического тела, тем крупнее неупругие деформации породы: длиннее образуемые трещины, больше смещения пластов и блоков относительно друг друга.

На второй стадии сейсмовоздействия неупругие деформации вызываются у геологических тел, размер которых превышает длину волны с доминантной частотой, т.е.

L>υ₀/ν₀=λ,

L - линейный размер геологического тела в направлении движения волны, подвергающегося сейсмовоздействию во второй стадии, м;

υ₀ - скорость упругой волны с доминантной частотой, м/с.

Достигается этот эффект получением волны биения при работе генераторов упругих волн синхронно на двух разных частотах.

Учитывая, что длина волны биения, получаемая вышеуказанным способом, существенно превышает длину волны с доминантной частотой, технологический эффект от сейсмовоздействия также существенно повышается из-за большей энергоемкости волны биения и вызываемых ею неупругих деформаций более крупных геологических тел. Кроме того в режиме биения возрастает радиус эффективного воздействия на пласт.

Способ реализуется следующим образом. На поверхности между добывающими скважинами устанавливают два или более генератора упругих волн (электрогидравлические вибраторы, гидромеханические ударники). В одной или нескольких скважинах устанавливают сейсмодатчики - сейсмические зонды, с помощью которых определяют среднюю доминантную частоту ν₀ для продуктивного пласта известным методом (обычно в интервале 0,1...250 Гц). Используя данные о геологическом строении залежи нефти, определяют необходимый радиус зоны воздействия (R) в направлении распространения упругой волны от генераторов и линейные размеры L отдельностей породы в этой зоне. В зависимости от R определяют количество необходимых генераторов n: чем больше R, тем больше n. Группу генераторов делят на две равные или близкие по количеству части. Частоту работы генераторов для первой ν₁ и второй ν₂ частей генераторов подбирают исходя из условий:

a) (ν₁+ν₂)*1/2=ν₀;

б) /ν₁-ν₂/<υ/L;

где L - линейный размер отдельностей породы в зоне воздействия, м;

υ - средняя скорость движения упругой волны до продуктивного пласта, м/с.

Обеспечивается синхронная работа обеих частей группы генераторов и всех генераторов в каждой ее части. В результате синхронной работы генераторов в направлении продуктивного пласта распространяется упругая волна с «несущей» частотой ν_cp, равной доминантной для продуктивной толщи частоте

ν_cp=^l/₂(ν₁+ν₂)=ν₀,

и с частотой биения ν_б, равной

ν_б=/ν₁-ν₂/.

Частота биения существенно меньше частоты излучения генераторов. Поскольку интенсивность затухания амплитуды продольной упругой волны в процессе распространения в толще породы пропорциональна частоте, то волна с частотой биения сохраняет больше энергии и распространяется на большее расстояние, чем «несущая» волна от генераторов. Кроме того, обеспечивается комплексное воздействие на залежь нефти, следствием которого являются появление в пласте упругих деформаций и неупругих деформаций выбранных отдельностей породы, что позволяет повысить технологическую эффективность.

Осуществление способа покажем на примере вибровоздействия на Кушкульском месторождении. Залежи нефти на месторождении приурочены к песчаникам пластов D_I и D_II. Песчаники пластов D_I и D_II характеризуются трещиноватостью. Трещины заполнены битумным, глинистым и глиноуглистым материалом. Вязкость нефти 63,3...71,6 мПа·с. Глубина залегания продуктивных пластов 1400...1470 м. Местами песчаники обогащаются гравийным материалом. Гравийные песчаники преимущественно средне- и крупнозернистые, неотсортированные и неравномерно глинистые. Толщина пластов D_I и D_II - 4...6 м. Обводненность продукции скважин достигает 90% и более. Месторождение находится на заключительной стадии разработки. Указанные характеристики месторождения свидетельствуют о благоприятных условиях для сейсмовоздействия: высокая вязкость нефти, относительно небольшая глубина залегания пластов, песчаник с неотсортированным гравийным материалом, поддающийся переуплотнению при сейсмовоздействии при наличии микротрещин.

Для сейсмовоздействия четырьмя генераторами упругих волн был выбран один из куполов радиусом 2 км на залежи нефти, приуроченной к пласту D_II. В трех добывающих скважинах с забоями, расположенными на расстоянии 250 м и 300 м от генератора упругих волн, были спущены сейсмоприемники. Было проведено предварительное сейсмовоздействие одним генератором на разных частотах от 0,1 до 250 Гц. Анализ сейсмограмм после воздействия позволил выявить доминантную частоту ν₀ волн, достигающих сейсмоприемники с максимальной амплитудой. Она оказалась в среднем близкой к 35 Гц.

Было решено по данным анализа геологического строения купола и геологопромысловым показателям разработки залежи нефти с целью увеличения нефтеотдачи продуктивного пласта применить способ сейсмовоздействия на тектоническом блоке, расположенном на наиболее крутом западном крыле купола, линейный размер которого в направлении распространения упругой волны от генераторов составляет около 500 м, т.е. L=500 м. Сейсмовоздействие осуществлялось в две стадии. На первой стадии все генераторы упругих волн работали в течение 4 суток синхронно с частотой, равной доминантной. Длина волны сейсмических колебаний составляла в среднем 143 м. На второй стадии группа генераторов была поделена на две части по два генератора в каждой.

Частота работы первой части генераторов вычислялась по формуле

ν₁=ν₀+1/2(±Δν),

где Δν<υ/L.

Учитывая известную приближенность расчетов, Δν было принято равным υ/L.

Скорость распространения упругой волны в толще пород ν составляет по данным сейсморазведки в среднем 5000 м/с, следовательно

Δν=(5000 м/с)/(500 м)=10 1/с=10 Гц,

ν₁=35 Гц+1/2·10 Гц=40 Гц

Частота работы второй части генераторов вычислялась по формуле

ν₂=ν₀-1/2(±Δν),

ν₂=35 Гц-1/2·10 Гц=30 Гц.

Таким образом, «несущая» волна в результате суперпозиции упругих волн от всех генераторов имела среднюю частоту

ν_ср=(40 Гц+30 Гц)·1/2=35 Гц,

т.е. равную доминантной частоте ν₀. Возникающая при суперпозиции упругих волн от всех генераторов волна биения имела частоту 10 Гц при длине волны биения 500 м. При этой длине волны биения теоретически возможно частичное освобождение энергии тектонически сжатого блока путем снижения сейсмовоздействием сил трения блока на контакте с другими геологическими телами. После воздействия в режиме биения в течение нескольких суток дебиты скважин возросли в среднем на 15%, обводненность продукции скважин снизилась на 8%.

Указанный способ прост в осуществлении, экологически чистый, позволяет увеличить дебит скважин, снизить обводненность продукции. Применение способа позволяет повысить углеводородоотдачу залежей нефти.

Изобретение относится к разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений путем вибросейсмического воздействия на пласт с помощью генераторов упругих волн с рабочим диапазоном частот от 0,1 до 250 Гц. Обеспечивает увеличение углеводородоотдачи пластов за счет повышения эффективности вибровоздействия путем комплексного воздействия на продуктивный пласт волнами с доминантной частотой и относительно низкой частотой в зависимости от размеров обрабатываемого геологического тела, а также за счет относительного увеличения амплитуды упругой волны, достигающей продуктивного пласта. По способу вибросейсмически воздействуют на пласт колебаниями, создаваемыми наземными источниками колебаний. Определяют доминантную частоту продуктивного пласта. Устанавливают дополнительные источники. При этом вибросейсмическое воздействие на пласт осуществляют колебаниями, создаваемыми группой из двух и более генераторов упругих волн, в две стадии. На первой стадии обеспечивают работу генераторов синхронно с частотой, равной доминантной (υ₀). На второй стадии группу генераторов делят на две равные или близкие по количеству генераторов части. Каждую часть настраивают на определенную частоту, исходя из условия, что средняя частота генераторов всей группы равна доминантной частоте продуктивного пласта, а разницу между частотами каждой части генераторов (Δν) определяют в соответствии с линейным размером обрабатываемого геологического тела из условия, что Δν<υ/L, где: υ - средняя скорость движения упругой волны до продуктивного пласта при соответствующих частотах каждой части генераторов, м/с; L - линейный размер обрабатываемого геологического тела, м. При этом расстояние воздействия сейсмическими колебаниями в продуктивной толще увеличивают уменьшением частоты биения этих колебаний.

Способ сейсмовоздействия на продуктивный пласт, включающий вибросейсмическое воздействие на пласт колебаниями, создаваемыми наземными источниками колебаний, определение доминантной частоты продуктивного пласта и установку дополнительных источников, отличающийся тем, что вибросейсмическое воздействие на пласт осуществляют колебаниями, создаваемыми группой из двух и более генераторов упругих волн, в две стадии, на первой стадии обеспечивают работу генераторов синхронно с частотой, равной доминантной (υ₀), на второй стадии группу генераторов делят на две равные или близкие по количеству генераторов части, каждую часть настраивают на определенную частоту, исходя из условия, что средняя частота генераторов всей группы равна доминантной частоте продуктивного пласта, а разницу между частотами каждой части генераторов (Δν) определяют в соответствии с линейным размером обрабатываемого геологического тела из условия, что Δν<υ/L,

где υ - средняя скорость движения упругой волны до продуктивного пласта при соответствующих частотах каждой части генераторов, м/с;

L - линейный размер обрабатываемого геологического тела, м,

при этом расстояние воздействия сейсмическими колебаниями в продуктивной толще увеличивают уменьшением частоты биения этих колебаний.