СПОСОБ ПОЛНОЙ ВЫРАБОТКИ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Российский патент 2007 года по МПК E21B43/20 E21B43/26 

Изобретение относится к физике нефтяного пласта, охране окружающей среды и может быть использовано в экспериментальной физике, а также в гидромеханике при исследованиях характера движения многофазных и многокомпонентных жидкостей через пористые среды.

Известен способ выработки продуктивных пластов нефтегазовых месторождений (Мееров М.В. Исследование и оптимизация многосвязных систем управления. / Отв. ред. - акад. А.А.Воронов. - М.: Наука, 1986, 236 с.) в упругом режиме эксплуатации залежи путем отбора жидкости из сетки добывающих скважин при оптимальном управлении напора воды в сетке нагнетательных скважин, причем для скважин в поздней стадии разработки месторождений и длительным сроком эксплуатации форсируют отбор жидкости и увеличивают давление поддержки пласта для получения равномерного процесса вытеснения нефти и продвижения фронта обводненности.

Недостаток данного способа выработки пласта в сетке действующих скважин как многосвязной системы управления связан с низкой эффективностью ее функционирования вследствие слабой выработки пласта по направлению локальных участков первичных изолиний гидроразрыва. Для устранения этого вводят дополнительное разбуривание эксплуатируемой сетки скважин, что приводит к неоправданным высоким экономическим затратам. Низкий порог продуктивности эксплуатируемых пластов обусловлен заниженными значениями коэффициентов нефтеизвлечения, который для большинства месторождений остается значительно меньшим величины 0,43. Другой недостаток - плохое начальное приближение при заданном количестве вариаций управления в режиме оптимизации нефтедобычи, связанное с нелинейностью системы «скважина-пласт».

Наиболее близким по технической сущности к изобретению, принятым за прототип, является способ выработки продуктивных пластов нефтегазовых месторождений (С.А.Баталов. Способ оптимизации нефтедобычи. Патент РФ №2230895. МКИ Е 21 В 43/20, 43/26, G 01 V 9/00), включающий гидроразрыв пласта в направлении от нагнетательных к добывающим скважинам и образование продуктивных изолиний при верхних критических давлениях, зависящих от первоначальных величин реологических параметров в виде коэффициентов пористостей и нефтенасыщенностей по данным исследования кернов, обустройство скважин с проведением тампонажа их заколонных интервалов, при достижении фронта обводненности первой продуктивной изолинии до зоны интервала перфорации одной из добывающих скважин в результате измерений дифференциальных и интегральных профилей притока и приемистостей определяют геометрические параметры конечного изношенного участка и выполняют его тампонаж для образования нового участка первой продуктивной изолинии, исследуют геометрические параметры другого изношенного участка в обратном направлении от добывающих к нагнетательным скважинам, тампонаж выработанных участков продолжают до полной выработки первичных изолиний и образованием вторых продуктивных изолиний, выработка и тампонаж различных продуктивных изолиний продолжается до полной выработки пласта, причем определение геометрических параметров изношенных участков продуктивных изолиний и их тампонаж осуществляется в гидроимпульсном режиме работы пласта с учетом коэффициентов сжимаемости и теплового расширения, а также растворимости его газовых включений, при этом геометрические параметры изношенных участков изолиний определяют в гидроимпульсных режимах функционирования пласта, когда в пласт закачиваются метки инородных формаций во временных интервалах и отличающихся от линейных режимов фильтрации соотношениями давлений закачки меток Р_{гидроразр.}>Р_иссл.>Р_{линейн.фильт.}, где Р_{гидроразр.} - давление при гидроразрыве пласта; Р_иссл. - максимальное значение давления воздействия на пласт при исследовании геометрических параметров изношенных участков изолинии; Р_{линейн.фильт.} - пластовое давление в обычном режиме линейной фильтрации, кроме того, в качестве закачиваемых меток инородных формаций применяют очищенные и хлорированные жидкости, тепловые метки, феррожидкости, радиоизотопы и многокомпонентные среды, физико-химические параметры которых не совпадают с параметрами флюида, причем тампонаж каждого изношенного участка выполняют во временном режиме, идентичном режиму его исследования при соотношениях давлений Р_{гидроразр.}>Р_{тампон.}>Р_иссл.>Р_{линейн.фильт.}, где Р_{тампон.} - максимальное значение давления при тампонаже изношенного участка продуктивной изолинии, кроме этого выполняют тампонаж непродуктивных изолиний между раздельными участками пласта и/или между многопластовыми залежами и/или непродуктивных связей с внешней средой, например, с водоносным горизонтом пресной воды и/или поверхности почвы.

Недостатком такого способа является низкая точность исследования координат местоположения и геометрических параметров непродуктивных участков изолиний от их протяженностей, вызванная отсутствием первичных исследований в режиме линейной фильтрации после запуска скважин в эксплуатацию. Другой недостаток - отсутствие условий проверки идентичных координат местоположения непродуктивных участков изолиний и координат доставки тампонажного материала. Узкие функциональные возможности способа обусловлены низкой надежностью тампонажа непродуктивных участков, так как изоляция участков выполняется при одних и тех же значениях давления тампонажа.

В направлении реализации данного технического решения автору известен способ выработки продуктивных пластов нефтегазовых месторождений (Авт. св. СССР №1263826. Способ определения остаточной нефтенасыщенности. МКИ G 01 V 9/00), где изношенные изолинии (отработанные участки пласта) тампонируют в обратном направлении - возле интервала перфорации добывающей скважины при ее простаивании. При этом остановка работы действующих скважин приводит к нарушению первичного скелета пласта и тем самым - понижению точности разработки исследуемого нефтегазового месторождения. Другой недостаток способа - отсутствие учета влияющих факторов при определении реологических параметров продуктивного пласта при выборе оптимальных параметров его эксплуатации по всей залегаемой сфере, что характеризует узкие функциональные возможности данного способа.

Задача изобретения - повышение точности и расширение функциональных возможностей.

Поставленная задача достигается тем, что в известном способе выработки продуктивных пластов нефтегазовых месторождений, включающем гидроразрыв пласта и отображение фильтрации продуктивными изолиниями при верхних критических давлениях, зависящих от первоначальных величин реологических параметров в виде коэффициентов пористостей по данным исследования кернов, обустройство скважин с проведением тампонажа их заколонных интервалов, при достижении фронта обводненности первой продуктивной изолинии до зоны интервала перфорации одной из добывающих скважин в результате измерений дифференциальных и интегральных профилей притока и приемистостей определяют геометрические параметры конечного отработанного участка продуктивного пласта и выполняют его тампонаж для образования нового участка продуктивного пласта, исследуют геометрические параметры другого отработанного участка продуктивного пласта в обратном направлении от добывающих к нагнетательным скважинам, тампонаж выработанных участков продолжают до их полной выработки и образования вторых участков продуктивных пластов, выработку и тампонаж различных продуктивных участков продолжают до полной выработки пласта, при этом геометрические параметры отработанных участков продуктивного пласта определяют в гидроимпульсных режимах его функционирования, когда в пласт закачивают метки инородных формаций во временных интервалах и отличающихся от линейных режимов фильтрации иерархическими соотношениями давлений закачки меток при исследовании по сравнению с давлением гидроразрыва, кроме того, в качестве закачиваемых меток инородных формаций применяют очищенные и хлорированные жидкости, тепловые метки, феррожидкости и многокомпонентные среды, физико-химические параметры которых не совпадают с параметрами флюида, причем тампонаж каждого отработанного участка продуктивного пласта выполняют во временном режиме, идентичном режиму его исследования при иерархических соотношениях давлений гидроразрыва, тампонажа, исследований и линейной фильтрации, кроме этого выполняют тампонаж непродуктивных участков между раздельными участками пласта и/или между многопластовыми залежами и/или непродуктивных связей с внешней средой.

Новыми признаками изобретения являются предварительные исследования количества и протяженностей прямых и перекрестных межскважинных изолиний в режиме линейной фильтрации, определение геометрических параметров и местоположения изношенных участков пластов в гидроимпульсных режимах по направлениям от нагнетательной скважины до фронта обводненности, последующие режимы изоляции участков характеризуются пониженными значениями давления тампонажа по сравнению с первичными, что выполняется в начальном определении количества и протяженностей изолиний в прямых и перекрестных каналах регулирования давления поддержки продуктивных пластов, когда в одну из скважин закачивают порцию меток и определяют время их линейной фильтрации по результатам измерений профилей притоков добывающих скважин, определяют текущие значения единичных дебитов в перекрестных межскважинных изолиниях, исследуют местоположение фронта обводненности и при достижении его половины межскважинного расстояния переходят в гидроимпульсный режим определения отработанных участков продуктивного пласта в направлении от нагнетательной скважины, исследование размеров последующих непродуктивных участков продуктивных пластов продолжают выполнять до прихода фронта обводненности к локальным зонам добывающих скважин в режиме:

Р_{гидроразр.}>Р_иссл.1>Р_{линейн.фильт.},

где:

Р_{гидроразр.} - давление при гидроразрыве пласта;

Р_иссл.1 - максимальное значение давления воздействия на пласт при первичных исследованиях геометрических параметров отработанных участков продуктивного пласта;

Р_{линейн.фильт.} - пластовое давление в обычном режиме линейной фильтрации,

определяют размеры и местоположения непродуктивного участка вблизи добывающей скважины в режиме:

Р_{гидроразр.}>Р_{тампон.1}≅P_иссл.2>P_иссл.1>P_{линейн.фильт.},

где:

Р_{тампон.1} - максимальное значение давления при тампонаже отработанного участка продуктивного пласта,

и корректируют их параметры по результатам первичных исследований, выполняют тампонаж первого непродуктивного участка, снижают последующие значения давлений исследований Р_иссл.2+i и тампонажа Р_{тампон.1+i}

где n - любое число, где i=1, 2, 3 ... n),

образуют новые участки продуктивного пласта, их выработку и тампонаж до полной выработки продуктивных пластов и/или пропластков, причем определение интервалов времени между закачками дискретных порций меток получают в зависимости от времени их приемистости в нагнетательных скважинах до величин объемных концентраций, значительно меньших значений 0,1, кроме этого ликвидацию возникающих аварийных прорывов горных пород на любой стадии эксплуатации месторождения выполняют в ускоренных режимах исследования и изоляции каналов этих разрывов в режиме Р_иссл.≅Р_{тампон.}≅Р_{гидроразр.}.

Таким образом, заявляемый способ соответствует критерию "новизна". Заявителю неизвестны технические решения, содержащие сходные признаки, отличающие заявляемое решение от прототипа, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого решения критерию "изобретательский уровень".

На фиг.1 представлена блок-схема устройства, поясняющая функционирование способа.

На фиг.2 представлена зависимость производительности скважин от давления поддержки пласта в режиме гидроразрыва и эксплуатации.

На фиг.3 представлена схема многосвязной системы управления нефтеизвлечением при эксплуатации многопластовых залежей.

На фиг.1 показана схема условного вскрытия продуктивных пластов 1 и 2 водонагнетательной 3 и нефтедобывающей 4 скважинами в зонах их интервалов перфораций. ν_ф - скорость фильтрации жидкости в пористом скелете пласта; r - радиус скважины в интервале перфорации; R_с - межскважинное расстояние. Штрих пунктирными линиями обозначены уровни жидкости в скважинах, куда опущены насосно-компрессорные трубы (НКТ) 5. Для нагнетательной скважины 3 НКТ 5 имеет перфорационные отверстия напротив интервалов перфораций обсадной колонны, а также пакерующие устройства в зонах выше кровли пласта. Скважины 3 и 4 пересекают вначале разгружающий пласт 6, а затем изолирующие пласты 7 между продуктивными пластами 1 и 2. В верхних участках интервалов перфораций скважин 3 и 4 опущены скважинные приборы (СП) 8 на каротажном кабеле в виде линии связи (ЛС) как составные элементы каротажной станции 9 (Авт. св. СССР №1671539. МКИ G 01V 1/40. Каротажная станция / Баталов С.А., Коловертнов Ю.Д., Дунаев А.И. и др.), предназначенная для измерений дифференциальных и интегральных профилей приемистостей и притока в нагнетательной 3 и добывающей 4 скважинах, а также операций спускоподъемов СП с помощью лебедки, условно не указанной на чертеже. На фиг.1 не обозначены условно: Р_к - давление в горизонте у контура питания; R_к - радиус депрессионной воронки; S₀ -понижение уровня жидкости после форсированного отбора; P₀ - давление в горизонте после форсированного отбора. Значения этих гидродинамических параметров используются в прототипе для нахождения текущих величин коэффициентов проницаемости, нефтенасыщенностей и др. при составлении базы данных по истории разработки месторождения. Такие данные применяются для вывода действующих скважин в разряд контрольных простаивающих и повторных их запусков в эксплуатацию.

На фиг.2 показана зависимость производительности скважин от критического давления гидроразрыва (кривая 1) и давлений поддержки пласта в режиме эксплуатации (кривая 2), что является условием разграничения его статических и динамических свойств.

Многосвязная система управления нефтеизвлечением по схеме фиг.3 содержит следующие условные обозначения: в качестве выходных переменных Y_mn (где m, n=1, 2, 3 и т.д.) используются дебиты скважинной продукции; при этом информационной характеристикой этого параметра является фронт обводненности, пересчитываемый измеряемыми дебитами концентраций воды в дифференциальных и интегральных профилях притоков; в качестве входных переменных U_nm используются дебиты воды, закачиваемые в пласт; комплекс внешних воздействий f_nm представлен совокупностью влияющих факторов в виде выработанных участков пластов, или трещинноватость структуры скелета в них, наличие газовых ловушек и т.д. Выполнение гидроимпульсного режима исследований координат местоположения и геометрических параметров непродуктивных участков устанавливает возможность приведения их ко входам системы, а гидроимпульсная изоляция этих участков - к полной ликвидации влияющих факторов f_ii.

Принцип работы устройства по способу полной выработки пластов нефтегазовых месторождений заключается в следующем. После первичного гидроразрыва пластов 1 и 2 давление в них постоянно поддерживают за счет непрерывной закачки воды в нагнетательную скважину 3 со скоростью потока ν, проходящего через интервалы перфорации. В условиях пластов фильтрующийся поток движется со скоростью ν_ф в направлении к добывающей скважине 4 вдоль первичных изолиний, образованных в результате гидроразрыва. В зонах пласта возле перфорационных отверстий обсадной колонны добывающей скважины 4 этот фильтрующийся поток проходит во внутреннюю полость и заполняет ее объем. В связи с большой разностью плотностей воды, нефти и газа фаза нефти заполняет преимущественно верхнюю часть столба скважинной жидкости, а пространство от верхнего уровня скважинной жидкости до устья скважины заполняется газообразной фазой. При этом нижняя часть столба скважинной жидкости занята преимущественно водой и всплывающими пузырями нефти и газа, дебит которых пропорционален скорости ν или объемному расходу отбираемой жидкости через насосно-компрессорную трубу 5. Для оперативного контроля закачиваемых дебитов жидкостей в пласт через нагнетательную скважину 3 и отбираемых из добывающей скважины 4 применяются комплексные СП 5, спускаемые в скважины на каротажном кабеле. С их помощью измеряют интегральные и дифференциальные продуктивные профили приемистости и притока (по составляющим фазам нефтяной продукции и дискретных меток инородных формаций) с помощью наземной аппаратуры каротажной станции 9.

Специфика задачи полной выработки месторождения в условиях оптимизации нефтедобычи накладывает жесткие требования на качество управления в широком динамическом диапазоне: высокую точность задания скважинных дебитов; низкую скорость нелинейной фильтрации пластовых сред; минимальное время выхода в режим стабилизации при незначительном перерегулировании условий поддержки пластовых давлений. Для реализации таких требований используется комбинированный алгоритм регулирования с учетом различных статических и динамических свойств пласта в режиме линейной фильтрации. Условием разграничения таких свойств, а также установления критерия выработки нефтяного пласта служит уравнение движения фронта обводненности по фильтруемому пласту:

где ρ_в - плотность пластовой воды; z - координата расстояния в направлении от нагнетательной к добывающей скважине; Q_i - дебиты скважинной продукции.

Реализация метода заключается в том, что в процессе управления в каждый момент времени многосвязная система нефтедобычи подвергается заранее рассчитанному входному воздействию закачиваемых дебитов воды, учитывающему условия приведения нелинейности системы регулирования к линейному режиму. При этом неточность определения параметров регулирования компенсируется отработкой ошибки по пропорционально-интегральному закону на основе комбинированного алгоритма.

Модель линейной фильтрации можно выразить на примере работы двух нагнетательных и двух добывающих скважин следующей системой уравнений:

где P₁ и Р₂ - давления в призабойных зонах пласта первой и второй нагнетательных скважин; g₁₂ и g₂₁ - коэффициенты влияния первой нагнетательной скважины на вторую добывающую скважину и наоборот; l_z1 и l_z2 - координаты местоположения зоны влияния скважин.

Уравнения (1) и (2) являются основой модели многосвязной системы нефтедобычи типа «вход-переменные состояния-выход». При этом в качестве переменных состояния выбираются значения поддержки пластового давления P_i в направлении от соответствующих нагнетательных скважин. Выходными величинами системы управления нефтедобычи являются значения фронта продвижения фильтрующейся среды , пространственное изображение которого можно представить через координату межскважинной длины пласта l в виде функционала Ф(l)≅∂z_i/∂t. Входные величины системы представляются дебитами скважинных жидкостей Q_i, измеряемые с учетом коэффициентов сжимаемости, расширения и растворимости газовой фазы.

Таким образом, в нормальном функционировании СУ параметры модели «вход-переменные состояния-выход» по выражениям (1) и (2) находятся в следующем виде:

Найдем соотношения для передаточной матрицы по известным методам теории автоматического управления. Определим вначале матрицу (pI-А) в преобразованиях Лапласа:

В связи с тем, что определитель

det(pI-A)=p(1-P_l1)p(1-P_l2),

а присоединенная матрица имеет значение

Тогда обратная матрица получается путем деления присоединенной матрицы и полученного определителя:

Исходя из этого, получаем следующие соотношения для произведения матрицы выхода и обратной матрицы:

Поэтому можно определить значение для передаточной матрицы в следующем виде:

Полученное выражение (4) показывает зависимость передаточной матрицы от дебитов и давлений раздельных каналов регулирования и устанавливает необходимость учета их взаимовлияния. Причем если значения дебитов и взаимовлияний каналов регулирования характеризуются статическими свойствами объекта управления, то значение относительного функционала Ф(l_i)/l_i для фронта движения фильтрующихся сред будут отражать динамические свойства фильтра. Это связано с тем, что движение воды по направлению «нагнетательная скважина 3 - фронт обводненности» (см. фиг.1) начального участка изолинии (l_н≅l_-) имеет плоский характер и описывается формулой Пуайзеля. Движение флюида в направлении «фронт обводненности - добывающая скважина 4» конечного участка изолинии (l_k≅l₊) характеризуется фильтрующимся движением в пористых средах и описывается формулой Буссинески. При рассмотрении конкретного примера технической реализации исследований сетки скважин условия вскрытия пласта нагнетательными скважинами не имеют существенного значения, т.к. привязка его реологических параметров выполняется применимо к добывающей скважине.

Пример. Интервалы перфорации добывающей скважины 4, вскрывающей первый пласт по мощности H₁=2153,1-2150,3=2,8 (м); высота изолирующего пласта 7 составляет 4 (м); интервалы перфорации добывающей скважины 4, вскрывающей второй пласт по мощности H₂=2157,1-2154,0=3,1 (м); искусственный забой 2164 м; вязкость пластовой воды μ_в=1 мПа×c; при максимальной обводненности (α=0,95) и износе пласта перепад давления, вызывающий возбуждение исследуемого горизонта, составляет ΔР=0,375×10⁶ Па; м=0,2 - пористость пласта (по кернам); расстояние между скважинами R_c=60 м.

Статические свойства пласта учитываются в первоначальной стадии его гидроразрыва под давлением Р_{гидроразр}=87 мПа (фиг.2), обеспечивающим гидравлические связи между нагнетательными и добывающими скважинами. Кривая 1 гидроразрыва пласта имеет нелинейный характер с ярко выраженными нижней и верхней точками перегиба. На второй стадии вывода пласта в режим эксплуатации данные свойства позволяют найти первоначальное значение давления поддержки пласта Р_экспл.0=30 мПа, приближенное к минимальному пороговому значению, с которого начинается режим линейной фильтрации. Совмещенная кривая 2 по фиг.2 показывает отклонение эксплуатационных характеристик пласта от первоначальной по кривой 1. Такие данные получаются в случае, когда процесс выработки пласта завершен и бывшие простаивающие скважины (например, контрольные или при возврате после капитального ремонта) вновь вводятся в фонд действующих скважин.

Необходимость учета динамических свойств диктуется требованием непрерывного отслеживания местоположения фронта обводненности пласта по выражению (1) и корректировки значений Р_экспл.i в дальнейшей его эксплуатации. Таким образом, комбинированный алгоритм линейной фильтрации с учетом статических и динамических свойств пласта можно выразить в следующем виде закачиваемых дебитов жидкостей:

где Q₀(t) - заранее подобранная функция дебита после стадии запуска скважин; P₀(t) - задающая величина первоначального значения давления поддержки пласта; P(t) - текущие значения пластовых давлений; K_n и K_u - коэффициенты пропорциональной и интегральной отработки, соответственно; - коэффициент отработки поинтервально-временного регулирования; К_1л.ф. - единичный коэффициент отработки линейного режима фильтрации; К_к.у. - коэффициент отработки режима квазиуправления; l=l_н+l_k - длина изолинии; Ф_обв. - фронт обводненности.

Полученный комбинационный алгоритм управления процессом нефтеизвлечения (5) позволяет системе более эффективно вырабатывать локальные зоны нелинейных участков пластов (наличие ловушек и линз газонефтяных смесей, участков трещиноватых пород и пр.) Для более грубой отработки таких нелинейных участков можно использовать пропорциональный закон управления по выражению Q(t)={Q₀(t)+К_n[Р₀(t)-P(t)]}S.

Условия линейности реализуются в своевременном определении координат местоположения выработанных участков пластов и их тампонажа. Поэтому этап исследования непродуктивных участков выполняется сразу после освоения скважин. Он заключается в определении скоростей фильтрации пластовых флюидов путем закачки в пласт порций трассирующих меток инородных формаций. В качестве таких меток применяются очищенные жидкости (дистиллированная вода, хлорированные жидкости, феррожидкости, тепловые метки, радиоизотопы, а также многокомпонентные жидкости, имеющие различные физико-химические параметры по отношению к параметрам нефтяного флюида.

Обычно расстояния между интервалами перфораций (забоями) нагнетательной и добывающей скважинами не равно их межустьевому расстоянию из-за погрешностей бурильных инструментов. Кроме того, гидроразрыв пласта приводит к искривлениям и увеличению пути фильтрующихся изолиний в направлении наименьших гидравлических сопротивлений его порового скелета. Поэтому на первом этапе эксплуатации пласта необходимо вычисление первоначальной скорости фильтрации по выражению ν_ф.в. =ν×m=0,4 м/сутки=0,4×10^-6 м/с.

Таким образом, способ полной выработки продуктивных пластов нефтегазовых месторождений осуществляется на основе устройства его реализации с проведением следующей последовательности операций.

После первоначального гидроразрыва пласта и освоения действующих скважин опускают в нагнетательные и добывающие скважины комплексные скважинные приборы и определяют скорость фильтрации пластовой жидкости. Например, по перемещению дискретных порций соленой воды.

Измеряют дифференциальные и интегральные продуктивные профили притока отдельных фаз жидкостей в добывающей скважине и корректируют их по коэффициентам сжимаемости, теплового расширения и растворимости газа (А.с. СССР 1327614. МКИ Е 21 В 47/00. Способ исследования продуктивных интервалов нефтяных пластов / Баталов С.А. // Открытия. Изобретения. - 1987, №27). По скорректированным этим профилям определяют средние скорости фильтрации составных фаз (нефти, воды и газа) флюида, а также профили притока меток.

После впрыскивания в пласт и прохождения через него первой метки при давлении поддержки пласта во время эксплуатации Р_{линейн.фильт.}=Р_эксп.=30 мПа производится измерение времени ее прохождения с пересчетом на скорость линейной фильтрации ν_ф.л.1 в направлении прямых и перекрестных каналов регулирования. При этом длина соответствующей изолинии находится в соотношении времени прохождения метки и скорректированной величины скорости фильтрации ν_ф.в. Последовательное впрыскивание через одинаковые интервалы времени разнородных меток выполняется из условия, когда их объемные концентрации в зоне перфорации нагнетательной скважины снижаются до величин α_м<0,1. Перемещение меток со скоростями ν_ф.л.1+i в непропорциональные временные интервалы является критерием структурной неоднородности пласта, т.е. позволяет судить о наличии непродуктивных выработанных участков, а также участков с трещиноватыми средами пласта.

При достижении фронта обводненности до середины межскважинных расстояний используют гидроимпульсный режим исследований, который начинают с координат призабойной зоны нагнетательной скважины в направлении до фронта обводненности по выражению (1), когда в пласт закачиваются метки инородных формаций во временных интервалах и отличающихся от линейных режимов фильтрации соотношениями давлений закачки P_{гидроразр.}>P_иссл.1>P_эксп.>P_{линейн.фильт.}, где Р_{линейн.фильт.} - пластовое давление в режиме линейной фильтрации; Р_иссл.1=60 мПа - максимальное значение давления воздействия на пласт при исследовании геометрических параметров изношенных участков изолинии. Выбор значений Р_иссл.1/Р_{гидроразр.}≈3/4 обусловлен необходимостью снижения воздействия волновых процессов гидроимпульсного режима на линейную фильтрацию в интервале l_к «фронт обводненности - добывающая скважина»; Р_{гидроразр}=87 мПа - давление гидроразрыва пласта. Такие исследования выполняют до полной выработки первых продуктивных изолиний.

На втором этапе производится предварительное исследование и тампонаж изношенного участка изолинии, максимально приближенной к интервалу перфорации добывающей скважины, во временном режиме и соотношениях давлений Р_{гидроразр.}>Р_{тампон.1}≅Р_иссл.2>Р_{линейн.фильт.}, где Р_{тампон.1}=80 мПа - максимальное значение давления при тампонаже изношенного участка продуктивной изолинии в соотношениях Р_{тампон.1}/Р_{гидроразр.}≅10/11. Таким образом, вырабатывают одну треть изолинии (l/3) в направлении от добывающей скважины 4 к нагнетательной 3 с последовательным снижением давлений до величины Р_{тампон.1}≅75 мПа.

Исходя из изложенного следует, что использование квазидинамических свойств пласта при первоначальном гидроимпульсном его режиме работы на участке «нагнетательная скважина-фронт обводненности» позволяет одновременно выполнять выработку пласта по алгоритму управления (4) и совершенствование структуры его скелета для вывода в линейный режим фильтрации. Причем квазидинамический режим работы пласта сводится к определению дебитов по плоским каналам его изолиний в основе формулы Пуайзеля, а статический и динамический - по поровым каналам изолиний в основе формулы Буссинеска. Все это доказывает причину расхождения кривых 1 и 2 по фиг.2.

Исходя из первичных условий изоляции непродуктивных участков и значений коэффициентов пористостей пластов по данным кернов определяют количество возможных образуемых изолиний и их непродуктивных участков ε. Определяют интервалы тампонирования ΔР_{тампон.1}=Р_{тампон.1}-Р_{экспл.макс}=75-35=40 (мПа). Определяют значение давления одного шага тампонирования Р_ε1=ΔР_тампон/ε=400/100=4 мПа для выработки месторождения в сетке действующих скважин.

Перечисленный комплекс распространяется на эксплуатацию многопластовых продуктивных залежей. Для увеличения быстродействия многосвязной и многоинтервальной системы нефтеизвлечения (см. фиг.3) после ее запуска закачивают разнородные метки и прослеживают их время продвижения по пластам и/или пропласткам одновременно или через некоторые интервалы времени. Закачку меток выполняют с очередностью через два объекта управления с целью обнаружения наибольшего числа перекрестных изолиний и оперативного определения протяженностей всех включенных изолиний. Например, вначале закачивают (по четным номерам объектов управления) метки хлорированной воды во второй пропласток или пласт второй нагнетательной скважины. В это же время закачивают метки феррожидкостей в четвертый пропласток четвертой нагнетательной скважины и т.д. до завершения выборочных исследований всего ряда сетки скважин. Далее закачивают (по нечетным номерам объектов управления) метки феррожидкости в первый пропласток первой нагнетательной скважины и метки хлорированной воды в первый пропласток третьей нагнетательной скважины и т.д. до завершения исследований путем закачки разнородных меток через все скважины и пропластки и/или пласты.

Данный способ позволяет дополнительно решать проблему экологии окружающей среды, связанные с чрезвычайными ситуациями прорыва горных пород, например, с образованием связи закачиваемой технологической воды с пресной водой водоносного горизонта, морских бассейнов воды, выбросов на наружную поверхность и т.д.

В случае возникновения аварийных прорывов горных пород на любой стадии эксплуатации месторождения выполняют ускоренные режимы исследования и изоляции каналов этих разрывов в режиме Р_иссл.≅Р_{тампон.}≈Р_{гидроразр.}.

Технико-экономические преимущества заявляемого объекта по сравнению с известными методами нефтедобычи позволяют расширить его функциональные возможности за счет наиболее полной выработки нефтегазовой залежи. Повышение точности достигается за счет получения достоверной текущей информации пласта и его эксплуатации по комбинированному алгоритму регулирования с учетом статических, динамических и квазидинамических свойств.

Использование: в физике нефтяного пласта, а также в гидромеханике и экспериментальной физике при исследованиях характера движения многофазных и многокомпонентных жидкостей через пористые среды. Обеспечивает повышение точности и расширение функциональных возможностей способа. Сущность изобретения: способ включает гидроразрыв пласта и образование продуктивных изолиний. Осуществляют обустройство скважин с проведением тампонажа их заколонных интервалов, выполнением циклов исследований профилей приемистости и притоков в нагнетательных и добывающих скважинах в первоначальных продуктивных изолиниях. При достижении фронта обводненности первой продуктивной изолинии до зоны интервала перфорации одной из добывающих скважин в результате измерений дифференциальных и интегральных профилей приемистости и притоков определяют геометрические параметры конечного непродуктивного участка. Выполняют его тампонаж для образования нового участка первой продуктивной изолинии с последующими операциями исследований и тампонажа до полной выработки пласта. Согласно изобретению после запуска месторождения вначале определяют количества и протяженности прямых и перекрестных межскважинных изолиний в режиме линейной фильтрации. Определяют текущие значения единичных дебитов в перекрестных межскважинных изолиниях. При достижении фронта обводненности до половины межскважинных расстояний определяют геометрические параметры непродуктивных участков в прямом направлении. С приходом фронта обводненности к зонам добывающих скважин выполняют исследование и тампонаж непродуктивных участков возле их зон перфораций при повышенных давлениях. По мере изоляции участков в обратном направлении давления их исследования и тампонажа снижают. Определяют интервалы времени разнородных трассирующих меток по мере их расхода. Причем первые участки первых изолиний изолируются под давлением, близким давлению гидроразрыва, а остальные - в дискретных пропорциях снижающихся давлений, приближающихся к максимуму давления эксплуатации пластов и/или пропластков. Положительный эффект повышения точности и расширения функциональных возможностей заявляемого объекта проявляется в наиболее полной выработке нефтегазовых залежей, 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

1. Способ полной выработки пластов нефтегазовых месторождений, включающий гидроразрыв пласта и отображение фильтрации продуктивными изолиниями при верхних критических давлениях, зависящих от первоначальных величин реологических параметров в виде коэффициентов пористостей по данным исследования кернов, обустройство скважин с проведением тампонажа их заколонных интервалов, при достижении фронта обводненности первой продуктивной изолинии до зоны интервала перфорации одной из добывающих скважин в результате измерений дифференциальных и интегральных профилей притока и приемистостей определяют геометрические параметры конечного отработанного участка продуктивного пласта и выполняют его тампонаж для образования нового участка продуктивного пласта, исследуют геометрические параметры другого отработанного участка продуктивного пласта в обратном направлении от добывающих к нагнетательным скважинам, тампонаж выработанных участков продолжают до их полной выработки и образования вторых участков продуктивных пластов, выработку и тампонаж различных продуктивных участков продолжают до полной выработки пласта, при этом геометрические параметры отработанных участков продуктивного пласта определяют в гидроимпульсных режимах его функционирования, когда в пласт закачивают метки инородных формаций во временных интервалах и отличающихся от линейных режимов фильтрации иерархическими соотношениями давлений закачки меток при исследовании по сравнению с давлением гидроразрыва, кроме того, в качестве закачиваемых меток инородных формаций применяют очищенные и хлорированные жидкости, тепловые метки, феррожидкости и многокомпонентные среды, физико-химические параметры которых не совпадают с параметрами флюида, причем тампонаж каждого отработанного участка продуктивного пласта выполняют во временном режиме, идентичном режиму его исследования при иерархических соотношениях давлений гидроразрыва, тампонажа, исследований и линейной фильтрации, кроме этого выполняют тампонаж непродуктивных участков между раздельными участками пласта и/или между многопластовыми залежами и/или непродуктивных связей с внешней средой, отличающийся тем, что после запуска скважин в эксплуатацию определяют количества и протяженности изолиний в прямых и перекрестных каналах регулирования давления поддержки продуктивных пластов, когда в одну из скважин закачивают порцию меток и определяют время их линейной фильтрации по результатам измерений профилей притоков добывающих скважин, определяют текущие значения единичных дебитов в перекрестных межскважинных изолиниях, исследуют местоположение фронта обводненности и при достижении его половины межскважинного расстояния переходят в гидроимпульсный режим определения отработанных участков продуктивного пласта в направлении от нагнетательной скважины, исследование размеров последующих непродуктивных участков продуктивных пластов продолжают выполнять до прихода фронта обводненности к локальным зонам добывающих скважин в режиме

P_{гидроразр.}>P_иссл.1>P_{линейн.фильт.},

где Р_{гидроразр.} - давление при гидроразрыве пласта, МПа;

Р_иссл.1 - максимальное значение давления воздействия на пласт при первичных исследованиях геометрических параметров отработанных участков продуктивного пласта, МПа;

Р_{линейн.фильт} - пластовое давление в обычном режиме линейной фильтрации, МПа,

определяют размеры и местоположения непродуктивного участка вблизи добывающей скважины в режиме

P_{гидроразр}>P_{тампон.1}=P_иссл.2>P_иссл.1>P_{линейн.фильт.},

где Р_{тампон.1} - максимальное значение давления при тампонаже отработанного участка продуктивного пласта, МПа,

и корректируют их параметры по результатам первичных исследований, выполняют тампонаж первого непродуктивного участка, снижают последующие значения давлений исследований Р_иссл.2+i и тампонажа

P_{тампон.1+i}, где i=1, 2, 3 ... n, где n - любое число,

образуют новые участки продуктивного пласта, их выработку и тампонаж до полной выработки продуктивных пластов и или пропластков.