Способ выработки пластов с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов Российский патент 2020 года по МПК E21B43/16 E21B43/17 E21B43/32 

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.

Задача изобретения по дополнительному способу - повышение эффективности извлечения углеводородов из продуктивных пластов.

Поставленная задача достигается тем, что в известном основном способе выработки с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов (Патент РФ №2628343, МКИ E21B 43/20, 43/26, G01V 9/00. / Баталов С.А., Андреев В.Е., Дубинский Г.С. и др. // Бюллетень «Изобретения» - 2017. - №23), характеризующийся тем, что в процессе бурения и обустройства скважин определяют по данным инклинометрии отклонения величин первичных протяженностей траекторий между скважинными зонами перфораций, выполняют гидроразрыв пласта между парами скважин с образованием первичных траекторий каналов выработки пласта (КВП), выполняют гамма и нейтронный виды каротажей при определении параметров интервалов перфораций и протяженностей зон в первоначальных профилях приемистости воды вблизи нагнетательных и притоков флюидов вблизи добывающих скважин, в опытно-промышленной эксплуатации действующих скважин измеряют их дифференциальные и интегральные профили притока и приемистости, по значениям которых определяют минимальные, максимальные и номинальные величины давлений режима эксплуатации КВП, определяющие количества поддиапазонов номинальных давлений поддержания пласта, формируют множества технологических линеек функций параметров пластов и свойств флюидов, обеспечивающих их корректировку при непрерывных методах исследований пласта на ранних, промежуточных, поздних и завершающих стадиях его выработки, на ранней стадии выработки измеряют протяженности КВП при непрерывных циклах предварительных исследований и эксплуатации, осуществляемых в разрывных управлениях закачиваемых порций трассирующих меток совместно с рабочим агентом под номинальным давлением эксплуатации при описании их движения в зависимости Дюпюи-Форхгеймера, корректируют измеренные протяженности КВП относительно вычисленных по данным скважинной инклинометрии, на ранних этапах поздней стадии выработки выполняют гидроимпульсный режим предварительных исследований координат местоположения фронтов обводненности в КВП и координат его непродуктивных участков в последовательно выполняемых циклах, когда длительности гидроимпульсов изменяются с квантом времени и характеризуют время доставки меток под максимальным давлением эксплуатации КВП, а паузам гидроимпульсных циклов соответствует номинальное давление его эксплуатации при описании процесса фильтрации в зависимости Дюпюи-Форхгеймера, определяют количества точек тампонирования для пространства траекторий прямых и перекрестных КВП в функции статических характеристик их параметров и погрешностей скважинных приборов, на промежуточных этапах поздней стадии выработки выполняют гидроимпульсный режим уточненных исследований координат местоположения фронтов обводненности в КВП, координат окрестностей его непродуктивных участков и тампонирующих точек в последовательно выполняемых циклах, когда длительности гидроимпульсов изменяются с квантом времени и характеризуют время доставки меток под давлением свыше максимального давления эксплуатации КВП, а паузам гидроимпульсных циклов соответствует номинальное давление его эксплуатации при описании процесса фильтрации в зависимости Буссинеска до фронта обводненности, а после него - Дюпюи-Форхгеймера, определяют количества точек тампонирования для пространства траекторий прямых и перекрестных КВП в функции динамических характеристик их параметров и с учетом функций статических характеристик, на завершающих этапах поздней стадии выработки выполняют гидроимпульсный режим доопределяемых исследований координат местоположения фронтов обводненности в КВП и координат окрестностей тампонирующих точек их траекторий в направлении от добывающих скважин к нагнетательным при последовательно выполняемых циклах, когда длительности гидроимпульсов изменяются с квантом времени и характеризуют время доставки меток под давлением свыше гидроимпульсных давлений режима уточненных исследований, а паузам гидроимпульсных циклов соответствует номинальное давление его эксплуатации при описании процесса фильтрации в зависимости Буссинеска до фронта обводненности, а после него - нелинейной части Дюпюи-Форхгеймера, выполняют гидроимпульсный режим тампонирования непродуктивных участков КВП при последовательно выполняемых циклах, когда длительности гидроимпульсов изменяются с квантом времени и характеризуют время доставки порций тампонажного материала под давлением свыше гидроимпульсных давлений режима доопределения исследований и ниже давления гидроразрыва с понижением на квант давления по мере перехода от одной точки тампонирования к другой в направлении от добывающих скважин к нагнетательным, а паузам гидроимпульсных циклов соответствует номинальное давление его эксплуатации при описании процесса фильтрации в зависимости Пуайзеля до фронта обводненности, а после него - нелинейной части Дюпюи-Форхгеймера, фиксируют изменения дебитов нефти по мере деградации первых траекторий КВП, а также образовании и развитии новых их траекторий вплоть до полной выработки участков пластов в прямых и перекрестных КВП, выработки залежей углеводородов для дальнейшей ликвидации месторождения, причем для КВП с повышенными трещиноватостями и высоковязкими флюидами выполняют описания движения их потоков в дополнительной зависимости Пуассона. Кроме того, одноцикловое тампонирование выполняют в профилях с мелкотрещиными участками, а многоцикловое тампонирование выполняют в окрестностях крупнотрещинных непродуктивных его участках. Кроме этого, при выработке продуктивных пластов выполняют доставку порций трассирующих меток в среде растворителя нефти, как части рабочего агента. Причем, при выработке продуктивных пластов выполняют доставку тампонирующего материала в среде растворителя нефти, как части рабочего агента. При этом выработку пласта вначале выполняют в перекрестных КВП с невзаимовлияющими скважинами, а образуемые участки пласта с остаточной нефтенасыщенностью подвергают выработке на основе прямых КВП.

К недостаткам основного способа относится отсутствие возможностей уточнения координат перенаправления вытесняющих потоков при каждом последующем тампонаже на основе текущего прогнозирования погонных пъезопроводностей, а также отсутствие возможностей целенаправленнуой выработки пласта на основе текущего прогнозирования погонных параметров остаточной нефтенасыщенности. Кроме того, большая погрешность доставки порций трассирующих меток и тампонажа обусловлены отсутствием учета выполняемых процессов исследований в жестком и упругом режиме работы КВП. Кроме этого, при эволюционном развитии траекторий КВП в областях прискважинных зон пластов между окончаниями скин-факторов и близлежащими локализованными областями непродуктивных участков отсутствует метод оценки текущего прогнозирования не только погонных пъезопроводностей, но и параметров остаточной нефтенасыщенности.

Новыми признаками изобретения по заявляемому способу выработки пластов с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов (дополнительному) являются введение новых элементов, характеризующихся тем, что дополнительно определяют длительности задних фронтов переходных процессов гидроимпульсных подциклов исследований, которые выявляют текущее прогнозирование погонных пъезопроводностей в областях выработанных участков КВП по результатам скважинных измерений амплитудных пульсаций дебитов трассирующих меток по координатам возмущенной зоны КВП в соотношении к амплитудным пульсациям измеренных скважинных давлений.

Кроме этого дополнительный способ характеризуется тем, что текущее прогнозирование погонной остаточной нефтенасыщенности КВП осуществляют в преобразованных параметрах погонной гидравлической емкости в областях выработанных участков КВП по результатам скважинных измерений амплитудных пульсаций величин давлений по координатам сглаживаемой возмущенной зоны КВП в соотношении к амплитудным пульсациям дебитов трассирующих меток.

Кроме того, дополнительный способ характеризуется тем, что различные флуктуации давлений исследований в жестком режиме работы КВП с различными нелинейностями интегральных частотных спектров характеризуют текущее прогнозирование трещиноватости исследуемых областей траекторий КВП на основе показаний скважинной пассивной шумометрии.

Кроме того, при упругом режиме работы исследуемых областей КВП различные их флуктуации давлений с различными площадями интегральных спектров определяют текущее прогнозирование количества несовершенства сечений трубок тока в них при измерении изменяющихся линейных частей частотных спектров.

При этом текущее прогнозирование погонных пьезопроводностей и/или остаточных нефтенасыщенностей в областях прискважинных зон пластов между окончаниями скин-факторов и близлежащими локализованными областями непродуктивных участков определяют после образования не менее трех траекторий КВП в зависимости от структуры породы-коллектора.

Таким образом, заявляемый способ (дополнительный) соответствует критерию "новизна". Заявителю неизвестны технические решения, содержащие сходные признаки, отличающие заявляемое решение от прототипа и основного способа, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого решения критерию "Изобретательский уровень".

На фиг. 1 представлена схема замещения протяженной траектории КВП погонными параметрами в системе нефтеизвлечения.

На фиг. 2 изображены эпюры координатно-временных диаграмм с режимами исследований и эксплуатации КВП.

На фиг. 3 изображены эпюры координатно-временных диаграмм в примере относительных величинах погонных параметров пьезопроводностей и остаточной нефтенасыщенности КВП.

На фиг. 1 условно изображена схема замещения протяженной траектории КВП на основе метода электрогидравлических аналогий (Баталов С.А. Автоматическое управление техническими системами. - Уфа: УГАЭС, 2007. - 300 с.), где в качестве тока исследуемой траектории КВП определена величина пластового давления p(t), а потенциальные величины выявлены в текущих значениях входных дебитов q_вх(t) в нагнетательной скважине и выходных дебитов в добывающей скважине q_вых(t). Длинная линия траектории КВП имеет гидравлическую нагрузку Z_н и входную гидравлическую емкость C_вх, а каждый составной участок dx траектории характеризуется значениями погонных гидравлических сопротивлений R_г, индуктивностей L_г и емкостей С_г. В представленной схеме погонное гидравлическое сопротивление утечки Y_г КВП не учитывается.

Этим сопротивлением Y_г можно пренебречь, т.к. оно аннулируется за счет своевременного предотвращения аварийного режима работы пласта на основе разработанной технологии по данному способу (при прорыве горных пород и утечки флюидов на земную поверхность и др.). Такие утечки устраняются при своевременной изоляции аварийного участка КВП в режиме тампонирования. При этом к основным погонным параметрам траектории КВП относятся (Баталов С.А. Моделирование качества и устойчивости процесса нефтевытеснения в гидромеханике разработки месторождений // Вестник АН РБ. - 2018. Том 26. №6 (90). - С. 87-99):

- гидросопротивление участка траектории КВП с погонной протяженностью где μ - коэффициент динамической вязкости (далее вязкость) флюида; k_ym - коэффициент проницаемости участка траектории КВП;

- гидравлическая емкость С_г ≡ V_nop = V_н/σ_н - это объем пор участка КВП, определяемый как отношение объемной концентрации нефти σ_н в элементе порового пространства V_н; σ_н + σ_в = 1, σ_в - объемная концентрация воды в элементе порового пространства;

- пьезоиндуктивность (гидравлическая индуктивность) L_г ≡ η_n = k_np/(μ⋅β^*), где β^* = mβ_ж + β_с - коэффициент упругоемкости участка пласта; m - коэффициент пористости породы, β_ж и β_c - коэффициенты сжимаемости жидкости и скелета участка пласта, соответственно.

Входная гидравлическая емкость определяется как где n - количество перфорационных зон; С_n.з. - осредненная величина емкости перфорационных зон и трещин гидроразрыва. В качестве гидравлической нагрузки Z_н рассматриваются активная и индуктивная виды нагрузок. Активную нагрузку можно представить в виде коэффициента сопротивления движению жидкости в интервале перфорации как

где d - диаметр добывающей скважины в интервале перфорации; ν_cp - средняя скорость движения скважинной жидкости; ρ и μ - вязкость и плотность скважинной жидкости. При этом для участков гидравлической цепи справедливы следующие соотношения: q(t) = p(t)/R_г, q(t) = C⋅dp(t)/dt, p(t)=L⋅dq(t)/dt.

На фиг. 2 рассматриваются две эпюры координатно-временных диаграмм в режимах исследований и эксплуатации КВП. На эпюре Э1 отображается расчетное время исследований (по основному способу) при достижении удаленной возбужденной зоны КВП. Показано, что это реализуется при непрерывном поддержании давлении доставки порции метки (Р_исс) в гидроимпульсных уточняемых и доопределяемых исследованиях по отношению к давлению номинальной эксплуатации Р_экс.н. в расчетном времени эксплуатации

На эпюре Э2 Фиг. 2 приведены практические результаты исследований возбуждаемых зон при переключении от величин давлений исследований до величин давлений номинальной эксплуатации КВП. В этом случае серия точек 1, 2, 3 и 4 в вершинах переходных процессах отображает динамику практического результата эволюционного развития одинарной i-й флуктуации при максимальном 5 и минимальном 6 значениях амплитуд в точках. После выработки переходного процесса в жестком режиме работы КВП между давлениями Р_исс и Р_экс.max. осуществляется переход в упругий режим его функционирования с затуханием изображенного семейства амплитуд до минимально определяемой точки 6.

В отличие от расчетной величины времени исследований (см. Э1) получаемые практические значения времени составляют где τ_з - время задержки за счет инерционности процесса фильтрации. Аналогично выглядят последующие подциклы исследований при образовании (i + j)-й флуктуации Для данных флуктуаций характерно различие протяженностей (или крутизны) переднего и заднего фронтов в переходных процессах при определении погонных остаточной нефтенасыщенности σ_н.ocm(V_nер, V_н, σ_в) и пьезопроводности η_n(β_с, β_ж, k_n, m) с определяемыми по основному способу проницаемостью и пористостью по основному способу.

С позиций подземной теории гидравлического удара такая изменяемая локализация фронтов характеризуется как амплитуда сглаживания пульсаций в возмущенной зоне КВП, т.е. координате доставки порций трассирующих меток вдоль ее траектории. Показано (Баталов С.А. Анализ переходных процессов в продуктивном пласте при гидроимпульсном режиме функционирования // Башкирский химический журнал - 2010. - Том 12. - №2. -С. 47-49), что для терригенных и карбонатных пластов-коллекторов диапазон η_n = 0,1…5 м/с² лежит во временных интервалах от 120 с до 1700 с. При этом для исходных решаемых задач можно использовать систему телеграфных уравнений

Таким образом, для определения погонной пьезопроводности можно использовать первое телеграфное уравнение (2, а) в виде

с пренебрежением гидравлического сопротивления (R_г) на поздних и завершающих стадиях разработки месторождения вследствие износа КВП. Задача исследований поведения величин дебитов и давлений в пространственно-временных координатах по выражению правой части уравнения (3) решается по описанию основного способа. Но в левой функциональной части уравнения (3) отмечается особенность сжимаемости жидкости β_ж как совокупность сжимаемостей нефти β_н (насыщенной газом), а также воды β_в в порах пласта и закачиваемой в качестве рабочего агента. В проводимых исследованиях сжимаемость воды в КВП не учитывается и тогда β_ж ≡ β_н.

Аналогично этому на основе второго телеграфного уравнения (2, б) определяется зависимость для остаточной нефтенасыщенности в соотношении

когда измерения давлений и дебитов дополняются скважинной влагометрией для корректирования водонасыщенности по левой функциональной части (4) величину остаточной нефтенасыщенности. При этом физическая реализуемость результатов измерений поведения затухающих флуктуаций становится возможной с использованием геофизической аппаратуры пассивной шумометрии.

На фиг. 3 изображен пример исходной схемы расположения координат непродуктивных участков КВП (а), эпюры погонных параметров пьезопроводностей (б) и остаточных нефтенасыщенностей (в). Исходная схема координат непродуктивных участков (фиг. 3, а) в одной траектории КВП была найдена по разнице коэффициентов проницаемостей на ее общей длине в соответствии технологии основного способа выработки с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов (по фиг. 4 и п. 1 основного способа по патенту РФ №2628343). При этом исходная схема (см. фиг. 3, а) состоит из задних полусфер 1 и 2 нагнетательной (НС) и добывающей (ДС) скважин, не участвующих в процессе нефтевытеснения. А, Б и С - непродуктивных области КВП с трещиноватым участком, вымытым песчаником и полутрещиноватым участком, соответственно. В таблице 1 приведены следующие условные обозначения этой исходной схемы.

Рассмотренные локализованные области являются исходным объектом в оценке погонных пьезоиндуктивности (фиг. 3, б) и остаточной нефтенасыщенностей (фиг. 3, б) в зависимости от структуры породы-коллектора (терригенной, карбонатной или глинистой). На основе этого примера выполняется реализуемость определения погонных пьезопроводности и нефтенасыщенности не только в прискважинных зонах пласта, но и в задних полусферах 1 и 2 НС и ДС, соответственно.

Физическая реализуемость определенных зависимостей по выражениям (3) и (4) заключается в следующем.

Определение пульсации (затухания) в возбужденной зоне погонной пьезопроводности по выражению (3) осуществляется в результате скважинных измерений давлений (∂p/∂t) в реальном времени как в интервалах приемистости, так и притока. Скважинные измерения дебитов трассирующих меток в изменяющихся пространственно-временных координатах КВП, а также определение коэффициентов проницаемостей, вязкости жидкостей и пористостей определяются по описанию основного способа и п. 1 Формулы изобретения (по патенту №2628343).

После завершения процесса доставки порции меток (или тампонажа) в заданную пространственно-временную координату траектории КВП осуществляется переключение давления исследований Р_исс на давление номинальной эксплуатации Р_экс.н КВП. В результате этого образуются передние фронты переходных процессов по мере изменения пространственно-временных координат (см. Э1, фиг. 2) между чередующимися точками 1÷4 и 5. Каждый такой фронт характеризуется затягиванием, что объясняется наличием емкостной составляющей погонной гидравлической емкости С_г (4), эквивалентнаной преобразованному погонному параметру остаточной нефтенасыщенности.

Для исключения неизвестных величин функциональной зависимости σ_н.ocm(V_nep, V_н, σ_в) по выражению (4) используются скважинные измерения дебитов трассирующих меток (∂q/∂t) в реальном времени как в скважинных интервалах приемистости, так и притока. Скважинные измерения пульсаций давлений в изменяющихся пространственных координатах КВП, а также определение объем пор V_nep (с учетом данных петрофизики) определяются по п. 1 Формулы изобретения и описания основного способа (по патенту №2628343). Поэтому к основным погонным параметрам погонной гидравлической емкости С_г (4) в характеристике заднего фронта переходного процесса относится зависимость σ_н.ocm(V_nep, V_н, σ_в) с учетом выполнения скважинной влагометрии.

При определении погонных величин пьезопроводности информационными являются задние фронты переходных процессов в возбужденной зоне (см. Э2, фиг. 2). Точка его траектории в точной доставке порций меток (тампонажа) уточняется с временем задержки τ_з в продолжающемся по инерции процессе фильтрации. Причем основным условием физической реализуемости информативности измерительно-вычислительных процессов является определение минимизируемых величин задержки фильтрации флюидов, когда амплитудные значения давлений исследований остаются еще максимальной величиной. По истечению пространственно-временных процессов в КВП осуществляется затухание пульсации (схлапывание ее) в возбужденной зоне. Таким образом, девиации пульсации в пространственно-временных параметрах по различным фронтам затухающих переходных процессов и определяют искомые информационные величины погонных пъезопроводностей и остаточных нефтенасыщенностей.

Каждая исследуемая флуктуация характеризуется в данном способе интегральным частотным спектром (D_Σ), как совокупности нелинейного интегрального частотного спектра (D_н) и приближающемуся к линеаризованной его части (D_н) в виде:

Для физической реализуемости выражения (5) используются скважинные измерения на основе пассивной акустической шумометрии (Баталов С.А. Акустическая система технической диагностики параметров эксплуатируемого нефтегазового месторождения // Контроль. Диагностика - 2009. - №11. - С. 27-33) и манометрии. При этом измерения нелинейной части спектра (в жестком режиме работы КВП) характеризуется большими изменениями параметров нечетных гармонических составляющих. Измерения линейной части спектра (в гибком режиме работы КВП) характеризуется большими изменениями параметров четных гармонических составляющих.

В связи с тем, что возбуждаемые зоны исследуются с пошаговыми квантами времени At и пространства поэтому устанавливается возможность детального изучения непродуктивных участков КВП (см. фиг. 3). В их областях А, Б и С (см. фиг. 3, а) находятся различные по конфигурациям и свойствам структур непродуктивные участки. Исследования их сводятся к определению увеличения или уменьшения погонных пьезопроводностей (см. фиг. 3, б) и остаточной нефтенасыщенности (см. фиг. 3, в) относительно средних значений. Для этого в качестве проверочных средств используются базовые гидродинамические методы исследований скважин (ГДИС) при гидродинамическом прослушивании, кривых падения давлений и др.

Исследования искомых параметров в прискважинных зонах пласта позволяет прогнозировать процесс нефтеизвлечения в кубе эксплуатационного объекта и в сферических областях за его пределами. Причем, такие исследования для карбонатных пластов можно выполнить после образования не менее трех КВП, а для терригенных - не менее пяти КВП.

Таким образом, способ выработки пластов с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов (дополнительный) осуществляется при проведении следующей последовательности операций.

В соответствии с п. 1 Формулы изобретения и описании основного способа (по №2628343) определяют при многоцикловом нефтеизвлечении пространственно-временные параметры фильтрационно-емкостных свойств КВП и включенных в развиваемую его структуру физико-химических свойств флюидов.

Определяют текущее прогнозирование погонных пьезопроводностей в областях выработанных участков КВП по результатам измеренных длительностей задних фронтов переходных процессов в гидроимпульсных подциклах предварительных, уточненных, а также доопределяемых исследований.

Измеряют скважинных величины амплитудных пульсаций дебитов трассирующих меток по координатам сглаживаемой возмущенной зоны КВП в соотношении к амплитудным пульсациям величин скважинных давлений для уточнения координат перенаправления вытесняющих потоков при каждом последующем тампонаже с учетом шумовых параметров исследуемых процессов.

Определяют текущее прогнозирование погонной остаточной нефтенасыщенности КВП в преобразованных параметрах погонной гидравлической емкости в областях выработанных участков КВП по длительностям в их переднем фронте переходных процессов во время сглаживания возмущенной зоны.

Измеряют скважинных величины амплитудных пульсаций давлений по координатам сглаживаемой возмущенной зоны КВП в соотношении к амплитудным пульсациям дебитов трассирующих меток с учетом скважинной влагометрии с учетом шумовых параметров исследуемых процессов.

Определяют различные флуктуации давлений исследований в жестком режиме работы КВП с различными нелинейностями интегральных частотных спектров. Выполняют текущее прогнозирование трещиноватости исследуемых областей траекторий КВП на основе показаний скважинной пассивной шумометрии.

Определяют при упругом режиме работы исследуемых областей КВП различные их флуктуации давлений с различными площадями интегральных спектров. Выполняют текущее прогнозирование количества несовершенства сечений трубок тока в них при измерении изменяющихся линейных частей частотных спектров.

Выполняют текущее прогнозирование погонных пьезопроводностей и/или остаточных нефтенасыщенностей в прискважинных зонах пластов между окончаниями скин-факторов и близлежащими локализованными областями непродуктивных участков определяют после образования не менее трех траекторий КВП в зависимости от структуры породы-коллектора.

Пример 1. Реализуемость технологии по основному способу. В процессе бурения и обустройства скважин с формируется множество параметров пластов в технологических линейках следующим образом. Для планируемого одного прямого интервал перфорации нагнетательной скважины Н_нс=2461-2458,1=2,9 (м) с искусственным забоем 2467,3 м (см. Фиг. 1). Интервал перфорации добывающей скважины Н_ДС=2471,6-2468,4=3,2 (м) с искусственным забоем 2480 м; радиусы призабойной зоны скважины r=0,06 м. По данным инклинометрии протяженность между интервалами перфораций НС1 и ДС1 составляет Определяли по данным кернов коэффициенты пористости m ≈ 0,2, проницаемости k ≈ 10-11 (м), трещиноватости k_mp ≈ 0,5, нефтенасыщенности β_он ≈ 0,7.

Определяли для множества свойств флюидов вязкости пластовой воды μ_в=1 Па×с и нефти μ_н=4 Па×с. Пластовая температура t_пл ≈ 80°С. Объемный коэффициент пластовой нефти b ≈ 1,24, пластовое давление Р_пл ≈ 16,2 МПа, коэффициент растворимости γ ≈ 78,8 м³/ м³.

Выполняли гидроразрыв пласта в направлении от HC₁ к ДС₁ с образованием при давлении При выходе в раннюю стадию эксплуатации пласта проводили гамма каротаж для определения соответствия скважинных интервалов перфораций их мощностям вскрываемых пластов, а также максимальные параметры щелей для нагнетательной и добывающей Проводили нейтронный каротаж с определением начальной нефтенасыщенности в интервалах нагнетательной и добывающей скважинах. Определяли минимально-допустимое значение дебита Q_min≈70 м³/сутки при минимальном давлении а также максимально-допустимое значение дебита Q_max≈1000 м³/сутки при максимальном давлении входящие в множество технологических линеек Корректировали множества зависимостей с выполнением последующих операций.

Определяли номинальное значение приемистости пласта с дебитом с выполнением следующих операций контроля. Во время медленной протяжки СП вдоль скважинных интервалов перфораций измеряли дифференциальные профили притоков и приемистостей, совокупные значения которых выявляли по интегральным профилям притоков измеренных () свыше кровли пласта по глубине добывающей Н_ДС≈2467 (м) и приемистостей нагнетательной Н_НС≈2457 (м) скважин при величинах максимальных и номинальных давлениях эксплуатации Минимальное давление эксплуатации МПа обеспечивается при закачивании дебитов воды

Закачивали в пласт поочередно через время Δτ_кв = 0,2 сутки порции трассирующих меток в виде хлорированной воды и угленосных кислот совместно с рабочим агентом под номинальным давлением эксплуатации В зависимости Дюпюи-Форхгеймера для скорости фильтрации ν_ф=0,2 м/сутки и постоянстве времени прохождения трассирующих меток по траектории уточняли при непрерывных циклах предварительных исследований и эксплуатации его протяженность

Предварительно определяли количество траекторий ψ в и количество тампонирующих точек для них в виде статической функции где , - максимальные и минимальные величины давлений тампонирования, определяющие диапазон ΔР_Т ≈ 40 мПа; δ = 0,01% - инструментальная погрешность СП. В динамике выработки наиболее критичным значением является давление тампонирования последней d точки С учетом δ=0,01% шаг давления тампонирования составляет в отличие от расчетного допустимого Поэтому количество тампонирующих точек для всех составляет Из расчета 100 точек тампонирования на протяженность траектории получается возможность реализации ψ = 20 (штук) а значит и 20-ти поддиапазонов регулирования выбираемых из общего диапазона от 45 мПа до 60 мПа.

На промежуточной стадии эксплуатации осуществляли переход к гидроимпульсному режиму предварительных исследований координат местоположения участков в i-х циклах за время доставки меток через квант времени Δτ_кв=0,2 сутки под давлением эксплуатации в равноотстоящие точки вдоль всей протяженности через квант протяженности В результате предварительных исследований выявлено 3 трещиноватых интервалов, задний участок первого из них в направлении от HC₁ найден в координате а передний - Задний участок 2-го интервала составляет , а передний - Задний участок 3-го интервала составляет а передний - После завершения импульса длительности доставки в каждом цикле фиксировали паузы импульсов в реализации номинальной эксплуатации под давлением

На ранних этапах поздней стадии эксплуатации выполняли i циклы уточненных исследований координат трещин и тампонирующих точек в за время доставки меток под давлением через квант протяженности в окрестностях найденных участках К найденным уточненным координатам участков относятся Определяли для всех действительное количество точек тампонирования с учетом параметров переходного процесса η ≈ 1 с. Осуществляли проверку водонасыщенности в зависимости Дюпюи и корректировали параметры в множестве технологических линеек

На промежуточных этапах поздней стадии нефтеизвлечения ыполняли 1-й цикл доопределения исследований координат местоположения окрестности последней d-точки тампонирования вблизи ДС в трех подциклах под давлением В первых двух подциклах производили доставку меток в координаты с точками 53,9 м и 54,1 м с последующим фиксированием границы за счет их регистрации в добывающей скважине, а в третьем подцикле - доставку меток в координату d-точки с последующей регистрацией.

Выполняли переход к поздним этапам поздней стадии нефтеизвлечения, связанный с реализацией 1-го цикла тампонирования i-точки близлежащей к за время доставки тампонирующего материала под давлением завершение которого обеспечивает переход к номинальному режиму эксплуатации под давлением и образование первой конечной зоны

Выполняли 2-ой цикл доопределения исследований координат местоположения окрестности (d-1) точки тампонирования в трех подциклах под давлением В первых двух подциклах производили доставку меток в координаты с точками 45,9 м и 46,1 м с последующим фиксированием границы за счет их регистрации в ДС, а в третьем подцикле - доставку меток в координату (d-1) точки с последующей регистрацией. Выполняли 2-ой цикл тампонирования (d-1) точки за время доставки тампонажа в точку 45,8 м под давлением завершение которого обеспечивает образование второй зоны

Для последующих циклов в таблице 2 приведены результаты доопределений исследований и тампонажа остальных двух трещиноватых участков. Получение этих результатов приводит к реализации второго и т.д. до полной выработки рассматриваемого в примере участка пласта.

Пример 2. Реализуемость технологии по дополнительному способу. В результате полученных данных по основному способу приводятся примеры сведений по дополнительному способу. В таблице 3 приведены результаты исследований погонных пьезопроводностей и остаточной нефтенасыщенностей (по п. 1 и п. 2 дополнительной Формулы изобретения) на основе агнализа непродуктивных высокопроницаемых участков пласта () (разрабатваемого эксплуатационного объекта).

В представленной таблице 3 промежуточные значения исследуемых величин в продуктивных участках КВП определены аналогично, т.е. с учетом чередующихся квантов времени Δt и пространства (как указано в примере 1 по описанию основного способа).

В реализации п.п. 3 и 4 дополнительной Формулы изобретения приводятся данные таблицы 4 на основе исследований амплитудно-частотных характеристик (АЧХ) по спектрам флуктуаций (t) в возбуждаемых зонах КВП при жестких и упругих режимах его работы.

В связи с тем, что для измерений был использован двухканальный осциллограф (С1-65). Поэтому приведены приближенные величины исследуемых параметров.

В реализации п. 5 дополнительной Формулы изобретения следует, что после образования пятого КВП₅ для рассматриваемой терригенной породы пласта в прискважинной зоне пласта определены пьезопроводность η ≈ 1,6 м/с², а остаточная нефтенасыщенность σ_н._ост ≈ 0,09 ед. долей.

Таким образом, определение текущего прогнозирования погонных фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта при непрерывной его эксплуатации обеспечивает повышение точности проведения тампонажа в каждом последующем цикле образования новой траектории КВП, а также целесообразность дальнейшей разработки залежей углеводородов.

Технико-экономические преимущества заявляемого объекта по сравнению с известными методами нефтедобычи позволяют расширить его функциональные возможности за счет наиболее полной выработки продуктивных пластов нефтегазовых месторождений.

Изобретение относится к разработке месторождений углеводородов и, в частности, к разработке месторождений с использованием физики нефтяного пласта, а также гидромеханики и экспериментальной физики при исследованиях характера движения жидкостей через пористые среды. Технический результат - повышение эффективности извлечения углеводородов из продуктивных пластов. По способу осуществляют гидроразрыв пласта между парами скважин с образованием первичных траекторий каналов выработки пласта – КВП. Выполняют гамма и нейтронный виды каротажей при определении параметров интервалов перфораций и протяженностей зон. Осуществляют различные виды исследований в скважинах. Вводят режим уточненных исследований. Определяют число тампонирующих точек в функции динамических характеристик КВП и описывают глубинные потоки с учетом координат фронта обводненности пласта. Дополнительно определяют длительности задних фронтов переходных процессов гидроимпульсных подциклов исследований. По этим исследованиям прогнозируют текущие погонные пьезопроводности в областях КВП по результатам скважинных измерений амплитудных пульсаций дебитов трассирующих меток и координатам возмущенной зоны КВП в отношении к амплитудным пульсациям измеренных скважинных давлений. При этом дополнительно прогнозируют остаточные нефтенасыщенности в межзональных областях КВП, начиная от скин-зональных окончаний и близлежащих окончаний локализованных областей непродуктивных участков в направлении к зонам притока флюидов. Для этого образуют в каждой из этих областей не менее трех перенаправлений потоков флюидов в карбонатных пластах и не менее пяти в терригенных пластах. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

1. Способ выработки пластов с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов, включающий предварительное определение по данным инклинометрии протяженностей зон вскрытого пласта между каждой парой скважин и формирование технологических линеек функций параметров пластов и флюидов, гидроразрыв пласта между парами действующих скважин с образованием прямых и перекрестных каналов выработки, проведение гамма и нейтронного каротажей при исследовании скважинных зон перфораций, выполнение непрерывных гидроимпульсных исследований трещиноватых участков под номинальным и максимальным давлениями эксплуатации при прокачке порций меток, определение количества точек тампонирования в функции статических характеристик параметров каналов выработки, доопределение исследований трещин и тампонирование межтрещинных участков в диапазонах давлений между давлениями гидроразрыва и эксплуатации до появления второго канала выработки, введение режима уточненных исследований, определение числа тампонирующих точек в функции динамических характеристик каналов выработки пласта - КВП и описание глубинных потоков с учетом координат фронта обводненности пласта, проведение предварительных исследований, когда движение флюидов до фронта обводненности в десятой части протяженности канала выработки описывают зависимостью Буссинеска, а после него - зависимостью Дюпюи-Форхгеймера и аналогично проводят уточнение исследований, когда до фронта обводненности в середине протяженности канала выработки используют зависимость Пуайзеля, выполняют режим доопределения исследований, когда передний фронт обводненности достигает 5/6 части канала выработки с описанием нелинейной части зависимостью Дюпюи-Форхгеймера, причем доставку меток и тампонирующих материалов выражают зависимостью Пуайзеля до полной выработки пласта, межтрещинные участки тампонируют с учетом постоянства профилей сечений каналов выработки, при высоковязких флюидах доставку меток и тампонирующих материалов с растворителями в межтрещинные интервалы подтверждают повышением нефтесодержания добывающей скважины, причем движение материалов описывают зависимостью Пуассона, а нефтеизвлечение начинают с перекрестных каналов выработки пластов, отличающийся тем, что определяют длительности задних фронтов переходных процессов гидроимпульсных подциклов исследований, по которым прогнозируют текущие погонные пьезопроводности в областях КВП по результатам скважинных измерений амплитудных пульсаций дебитов трассирующих меток и координатам возмущенной зоны КВП в отношении к амплитудным пульсациям измеренных скважинных давлений, при этом дополнительно прогнозируют остаточные нефтенасыщенности в межзональных областях КВП, начиная от скин-зональных окончаний и близлежащих окончаний локализованных областей непродуктивных участков в направлении к зонам притока флюидов, для чего образуют в каждой из этих областей не менее трех перенаправлений потоков флюидов в карбонатных пластах и не менее пяти в терригенных пластах.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно прогнозируют межзональную остаточную нефтенасыщенность КВП в переходных процессах исследований и их номинальной эксплуатации до координаты точки флуктуации схлапывания, для чего выполняют сопоставительный контроль давлений и шумовых спектров со стороны приемистостей и притоков, определяют при таком контроле соотношение погонных нефтенасыщенностей и пъезопроводностей для самих флуктуаций в пространственно-временных параметрах исследуемых координат.

3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что дополнительно прогнозируют неоднородности зональных областей КВП, для чего образуют контроль флуктуаций схлапывания в переходном процессе жесткого режима исследований пласта по отношению к его упругому режиму эксплуатации в координатах различных сечений трубок тока по траекториям каналов выработки.