Способ разработки обводненного нефтяного месторождения Советский патент 1990 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам доразработки обводненных нефтяных месторождений с помощьнэ вибросейсмических источников, установленных на поверхности земли.

Цель изобретения - повышение конечной нефтеотдачи за счет восстановления подвижности защемленной нефти в смеси пластовых флюидов.

На фиг.1 показана схема образования нефтяных струек-кластеров под влиянием вибросейсмического воздействия; на фиг.2 - зависимости фазовых проницаемостей нефти и воды от водонасыщенности; на фиг.З 6 - экспериментальные результаты, поясняющие определение доминантной частоты.

Сущность способа состоит в следующем.

Конечная нефтеотдача пласта связана с утратой подвижности нефти из-за разделения ее капель в массе воды обводненного участка пласта. Это происходит при нефте- насыщенности 30%, о приближении к которой можно судить по малому содержанию ( 10%) нефти в продукции скважины. При вибросейсмическом врздей- ствии на пласт капли нефти смещаются в поровом пространстве коллектора, что может приводить к восстановлению ее по- движности.

На фиг.1 схематично показано, как вибросейсмическое воздействие на пласт за определенный промежуток времени смещает капли нефти в системе пор, создавая струйки-кластеры, т.е. непрерывные струйки, по которым кратковременно восстанавливается течение нефти. Быстрое повторное вибровоздействие может разрушить кластеры.

На фиг.2 проиллюстрирован дополнительный эффект обжатия пласта, который сказывается на изменениях фазовых прони- цаемостей нефти i (S) и воды fe (S) в функции от водонасыщенности S. Кривые 1 - исходные, 2 - после обжатия в 350 атм. Эксперимент проводился в лабораторных условиях. Пунктир на фиг.2 - теоретические проницаемости при подвижности фаз, про- порциональной их объемному содержанию. Вибровоздействие приводит к локальному кратковременному увеличению подвижности меньшей фазы {от нулевого до пунктирного значения). Газ. выделяющийся при вибровоздействии из растворенного состо- яния в массе воды, объединяется с нефтяными каплями, увеличивая их объем и подвижность.

Вибровоздействие на месторождение или его части с высокой нефтенасыщенно- стью приведет к восстановлению подвижности защемленной воды, обводнению и выводу из обычной технологической схемы скважин отбора нефти.

На фиг.З - 6 приведены разностные спектры микросейсмических колебаний, зарегистрированные экспериментально до вибрационного воздействия во внутренних точках среды (глубина 750 м) скважины 1 одного из месторождений и после вибро: воздействия на разных частотах. На фиг.З - б.изображено появление доминантной частоты (12 Гц), причем при совпадении с ней

частоты воздействия ее амплитуда становится максимальной.

Полевые эксперименты, проведённые на одном из обводненных месторожде.ний, показали, что процент нефти возрос в обводненных скважинах (см. табл.) после вибрационного воздействия. Вибрационное воздействие на нефтяное месторождение с малым процентом обводненности оказалось неэффективным. Таким образом, вибрационное воздействие восстанавливает мобильностьменьшей пообъемуфазы. Вибрация приводит к повышению конечной нефтеотдачи, определяемой пороговой на- с ыщенностью в обводнённом пласте. Близость нефтенасыщения к пороговому значению устанавливается по высокой обводненности скважин (90 - 92%), а в случае полного отсутствия нефти в дебитах - по данным каротажа.

Поэтому применение вибросейсмического воздействия эффективно за контуром нефтеносности, перемещающимся на месторождении по мере его разработки. Вибрационное воздействие недопустимо внутри контура нефтеносности при малом коэффициенте обводненности, поскольку оно ускоряет продвижение воды - вытесняющей фазы к скважинам отбора нефти и снижает сроки их безводной эксплуатации. Вибрационное врздействие может привести к появлению нефти в наблюдательных скважинах за начальным контуром нефтеносности, где нефти нет вообще в притоке к скважине, но она выделяется геофизическими методами как неподвижная фаза.

Блочная геологическая среда обладает доминантными частотами,которые выявляются в линейных вязкоупругих моделях по возрастанию амплитуд (неустойчивости соответствующих мод). Нелинейность и расхождение волн ограничивают этот рост. Математически это означает наличие узкого интервала частот, в котором затухание оказывается отрицательным. Подобный эффект возможен при соотношениях между напряжениями aij и деформациями eij, включающих старшие производные 5-го порядка по времени t

(( + +as -)eij,

+

.0)

где 9- время релаксации,

а коэффициенты аоas выражаются через

модули упругости EI, Е2, плотность/э и два линейных масштаба xi, хп. Разложением по

малому параметру с изменением масштабов времени и длины в подвижной системе координат можно показать, что фронт волн распространяется практически со скоростью упругой волны Со, но амплитуда, например, продольной волны меняется согласно уравнению эволюции

-5V

- д

5

D

у

5yS

-В

д .

3,

-ьс

у

-I-F

Руб

у X - Со , г t/2 , где V - амплитуда продольной волны;

А, В, С, D, F - коэффициенты при производных V по координате у.

Если искать скорости смещений в виде

V i (шт-Ку) .

где со- круговая частота;

К - волновой вектор;

i - мнимая единица,

то, линеаризуя уравнение (2) относительно уровня Vo, получим дисперсионное уравнениеО) KVo - ВК + DK - iK (А -СК + FK). (3).

Отсюда доминантными будут частоты ш, для которых А - СК + FK 0. Границы соответствующего интервала определяются корнями KI и К2

/1 ч- Vi - 4 FA 2 F ( - С2 /

(4)

Для фактического определения последних укажем, что коэффициенты ао, ai, аа и аз могут быть представлены в виде

Зо Ell, 81 (Е| + Е)в а2 /эх|1, аз /5(х| Ч-х||)0.

(5)

ЗА

Дополним (5) определением

Х1 XII

Е

которое означает введение еще двух числовых коэффициентов

.

Отсюда имеем для доминантной частоты OAd оценку

(УИ СоК-Со Со

где XII xi;// Б ,/1 Е б - вторая вязкость.

Оценивая/ 1 Па.с как вязкость водо- глинистой смазки в трещинах,/ 10 Па.с. - как вязкость сухого трения, Со 3000 м/с, получим, что при масштабе блоков xi 3 м

5 доминантная частота о) d имеет порядок 10 Гц.

Пример. Способ опробован на одном из нефтяных месторождений, Месторождение сильно обводнено, законтурное завод10 нение не применяется. Содержание нефти в добываемой жидкости составляет в среднем 8-10% или обводненность месторождения 90-92%.

В качестве вибрационного источника

15 использовался поверхностный электрогидравлический вибратор СВ-20/60, Источник позволяет развивать максимальную вибротяговую силу в 20 тс. Вибрационный источник размещался между добывающими

20 скважинами 1, 2 и 3. Скважина 2 была остановлена и в ней измерялись абсолютные смещения частиц среды с помощью специального сейсмического зонда ПСАК-1. В скважине 1 измерялись фоновые характе-,

25 ристики микросейсмического поля с помощью сейсмического скважинного зонда ССЗ-3/4.

Выбор оптимальной частоты вибровоздействия на пласт производился путем ис30 пользования методики перебора частот монохроматического излучения. На фиг.З - 6 приведены разностные амплитудные спектры микросейсмических колебаний, зарегистрированных до вибровоздействия в

35 скважине 1 (глубина зонда 750 м) и после вибровоздействия на разных частотах. Работа вибрационного источника проводилась на.частотах 11, 12, 13, 14 Гц. Общая продолжительность сеанса работы источни40 КЗ на каждой частоте составляла 20 мин.

В течение суток вибратор излучал только одну из указанных частот, т.е. имелась возможность регистрировать микросейсмический фон невозмущенной среды до и по45 еле вибровоздействия. Колебания регистрировались с помощью сейсмической станции Черепаха. При спектральном анализе использовался спектр-анализатор СК4-72/2 с накопителем. Путем перебора

50 числа накоплений была установлена оптимальная величина суммирований (накоплений), равная 16.

Пример осредненного амплитудного спектра микросейсмического шума, зареги55 стрированного вертикальным сейсмопри- емником в скважине 1, приведен на верхних графиках фиг.З - фиг.6. Характерной особенностью спектра является наличие максимума в области частот 2 - 4 Гц. Такой вид

амплитудных спектров является характерным для микросейсмического поля, наблюдаемого во внутренних точках среды практически в любом временном интервале. Этот вывод подтверждается тем обстоятель- ством, что вычитание каждого последующего суммарного спектра из предыдущего, реализованного по 2,5 мин интервалу записи, дает во всем частотном диапазоне практически ну- левы значения. Полученный результат ха- рактеризует микросейсмический фон невозбужденной среды, т.е. среды, не подвергавшейся вибрационному воздействию.

Иная картина наблюдается с микросейсмическим фоном, регистрируемым во внут- ренних точках среды после вибрационного воздействия (нижние графики на фиг.З - фиг.6) Спектральная обработка полученных записей проводилась строго по той же методике, что и для временных реализаций, зарегистрированных до вибровоздействия. Спектральному анализу подвергались записи с последующим осреднением (накапливанием) 16-ти амплитудных спектров. Общая длительность участка зарегистриро- ванных колебаний подвергавшихся спектральному анализу, составляла 2,5 мин. Последующий участок записи выбирался встык к предыдущему, т.е. осредненные спектры получались непрерывно, сразу по- еле прекращения вибровоздействия через 2,5 мин. Затем проводилась операция вычитания осредненного спектра после прекращения вибровоздействия, из спектров, вычисленных по записям микросейсмиче- ского фона до вибровоздействия на среду.

В разностных спектрах после вибрационного воздействия появляется дополнительный экстремум на частоте 10 - 12 Гц. Характерной особенностью является то, что его амплитуда увеличивается со временем и достигает максимума через 7,5 - 10 мин после прекращения вибровоздействия. Затем наблюдается плавный спад амплитуд и через 15 - 20 мин разностный спектр во всем диапазоне частот становится равным нулю. Такая закономерность проявляется после излучения вибратором каждой из перечисленных выше частот.

Поярпение максимума на частотах 10 - 12 Гц является особенностью резонансных свойств изучаемой среды, а не особенностью сейсмического сигнала, с помощью которого зондируется эта среда. Таким образом определена доминантная частота пласта.

Специальными наблюдениями микросейсмического фона в скважине 1 установлено, что интенсивность колебаний имеет

суточную периодичность. Для получения представленных о характере изменений фоновых колебаний необходимо, чтобы длительность временного ряда превышала в 2 - 3 раза отмеченную закономерность. Только в этом случае можно рассчитывать на представительность результатов по сопоставлению частотных особенностей фона до и после вибровоздействия.

По результатам наблюдений микросейсмических полей во внутренних точках среды (скважина 1) определены абсолютные величины смещений частиц среды. Установлено, что в полосе частот 0,5 - 20 Гц величины смещений в микросейсм.ическом фоне составляют величину 0,08 ,09 . При вибрационном воздействии ((У 10 - 12 Гц) на расстоянии 100 - 200 м от устья скважины величины смещений составляют 0,25- 10 м. При этом отмечается увеличение содержания нефти в скважинной жидкости (скважина 3). В скважине 4, расположенной на расстоянии 1 км от мес.та установки вибрационного источника, также отмечается рост соотношения нефть - вода. Расчеты показывают, что смещения частиц среды в скважине 4 составят величину порядка 0,15 - 0,18 10 м, На больших расстояниях сейсмический сигнал от вибрационного источника не превышает фоновые значения. Следовательно, эффективный радиус действия вибросейсмического источника в данном конкретном случае равен величине около 1,0 км. Значит, установка второго источника должна быть не далее, чем в 2,0 км от первого источника.

Для оценки эффективности вибровоздействия на нефтяную залежь проводился отбор скважинной жидкости из добывающих скважин 3 и 4. В таблице приведены результаты отбора проб.

Из приведенной таблицы следует, что в результате вибровоздействия на нефтяную залежь содержание нефти в скважинной жидкости по скважинам З.и 4 увеличилось в 2,0 - 2,5 раза. Следовательно, конечный коэффициент нефтеотдачи месторождения с учетом эффективной зоны действия вибрационного источника увеличен.

На другом месторождении проведены наблюдения по вибровоздействию в законтурной части залежи. Основная часть месторождения отделена от указанного участка разломом. Наблюдения проводились в одной из скважин, которая дала чистую воду. До начала вибровоздействия были проведены дополнительные испытания скважинной жидкости, которые подтвердили результаты испытаний. Вибрационное воздействие

проводилось с перебором частот в диапазоне от 10 до 100 Гц. Суммарное время воздействия составляло 15 - 20 ч. На заключительном этапе исследований установлено, что в скважинной жидкости содержание нефти увеличилось в среднем до 4 - 6%.

Проведен эксперимент по вибрационному воздействию на нефтяной пласт с малой обводненностью. Средняя обводненность месторождения составляет 20 %. Исс- ледовалась продукция пяти скважин. Воздействие осуществлялось вибрационными источниками СВ 20/60 (2 шт.) и СВ-10/100 (2 шт.). Частота возбуждения составляла 20 Гц, источники работали в не- прерывном режиме. Суммарное время работы вибраторов составило 8 ч (два сеанса по 4 ч). Вибрационное воздействие не привело к заметным изменениям режима работы контролируемых скважин. Отмечено в одном случае увеличение коэффициента обводненности.

Проведенный эксперимент показывает, что при вибрационном воздействии на неф- тесодержащий коллектор при малом коэф- фициенте обводненности происходит ускорение продвижения воды (вытесняющей фазы) к эксплуатационным скважинам, т.е. подтверждается нецелесообразность вибрационного воздействия на слабообвод- ненных месторождениях нефти.

Формулаизобретения 1. Способ разработки обводненного нефтяного месторождения, включающий вскрытие пласта скважинами, добычу пластовой жидкости через куст .добывающих скважин, вибросейсмическое воздействие на пласт от наземного источника колебаний, определение частоты эффективного воздей- ствия перебором частот излучаемых колебаний, определение до и после воздействия состава и количества добываемой жидкости, отличающийся тем, что, с целью повышения конечной нефтеотдачи за счет восстановления подвижности.защемленной нефти в смеси пластовых флюидов, находят обводненный участок месторождения с неподвижной нефтяной фазой, в пределах участка на кусте добывающих скважин устанавливают вибросейсмический источник, в одну из добывающих скважин на глубину коллектора помещают сейсмический приемник и измеряют микросейсмический фон в течение двух-трех суток с одновременным определением процентного содержания нефти в скважинной жидкости, проводят вибросейсмическое воздействие с перебором частот, после прекращения воздействия измеряют амплитудный спектр микросейсмического фона, а по выявленным дополнительным частотам в спектре находят доминантную частоту, производят воздействие на этой частоте, поочередно перемещают источник на полдлины волны до прекращения увеличения содержания нефти в скважинной жидкости и определяют эффективный радиус зоны действия источника, устанавливают дополнительные источники на расстоянии друг от друга, равным диаметру эффективной зоны действия источника, и производят вибросейсмическое воздействие на доминантной частоте. 2. Способ по п.1.отличающийся тем, что вибросейсмический источник устанавливают в водонасыщенной части за контуром нефтеносности, при этом расстояние от источника до контура нефтеносности выбирают больши эффективного радиуса зоны действия источника и по мере обводненности месторождения источник перемещают к его центру.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам доразработки обводненных нефтяных месторождений. Цель изобретения - повышение конечной нефтеотдачи за счет восстановления подвижности защемленной нефти в смеси пластовых флюидов. Пласт вскрывают скважинами и производят добычу жидкости через куст добывающих скважин. Находят обводненный участок месторождения с неподвижной нефтяной фазой. В пределах этого участка на кусте добывающих скважин устанавливают вибросейсмический источник /ВСИ/. В одну из добывающих скважин этого куста на глубину нефтяного коллектора помещают сейсмический приемник и измеряют микросейсмический фон в течение 2-3 сут. Одновременно с этим определяют процентное содержание нефти в жидкости добывающих скважин. После этого проводят вибросейсмическое воздействие с перебором частот ВСИ. После прекращения воздействия измеряют амплитудный спектр микросейсмического фона и по выявленным дополнительным частотам в спектре находят доминантную частоту пласта. Производят воздействие ВСИ на этой частоте и поочередно перемещают ВСИ на полдлины волны до прекращения увеличения содержания нефти в скважинной жидкости. Определяют эффективный радиус зоны действия ВСИ, устанавливают дополнительные ВСИ на расстоянии друг от друга, равном диаметру эффективной зоны действия ВСИ, и производят вибросейсмическое воздействие на доминантной частоте. ВСИ устанавливают в водонасыщенной части за контуром нефтеносности, при этом расстояние от ВСИ до контура нефтеносности выбирают большим эффективного радиуса зоны действия ВСИ и по мере обводненности месторождения ВСИ перемещают к его центру. 1 з.п.ф-лы, 6 ил., 1 табл.

Режим наблюдений,продолжительность отбора прсб

Среднее содержание нефти в скважинной жидкости,%

скважина 3

скважина 4

Фоновые замеры 24 дня по 2 пробы в 1 сут. Вибро воздействие,выбор частот, 10 дней по 3 пробы в 1 сут.

Вибровоздействие на частотах 11-13 Гц,11 дней по 3 пробы в 1 сут.

Вибровоздействйе на разных частотах с перемещением вибратора. 16дней поЗ пробы в 1 сут.

Фоновые замеры, 17 дней по 2 пробы в 1 сут.

скважина 3

скважина 4

3.26.7 7.4

8,0

20

0; 3

if

сз

§

:з со

Фид.1

4О 6О

иг.2

s,% т

Ft-If Гц, до 6и5ровоздейстбия

4 в 12 № го 2 28 32 М Частота Ги, .3

Ра Ч2Гц до iuSpo oideucmSus

ie 20 к X зг X Фиа.4

FJ 13 Гц до вибровоздействкя

РЗ

Ессле

X

а

1Л

(О

II oJ

3

1 1

;а fuSpeSosdeiicmSug