Способ разработки нефтяной залежи

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтегазовых месторождений различными методами, в том числе на поздних стадиях разработки и в осложненных геолого-физических условиях. Обеспечивает повышение эффективности воздействия на пласт упругими колебаниями путем создания наиболее благоприятных условий для вытеснения нефти из пластов, в особенности пластов сложного геологического строения, увеличения охвата пласта, снижения энергетических затрат. Сущность изобретения: способ включает отбор пластовой жидкости через добывающие скважины и воздействие на продуктивный пласт упругими колебаниями. Его осуществляют при создании в продуктивном пласте нестационарных и/или знакопеременных перепадов давления и/или механических напряжений. При этом данное воздействие осуществляют со значениями колебательного ускорения и колебательного смещения, которое определяют из условия минимума аналитического выражения, учитывающего характеристики пористой среды, например, характерный диаметр поровых каналов и опытные пороговые параметры, определяемые по совокупности свойств насыщающих фаз и структуры продуктивного пласта. 26 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтегазовых месторождений различными методами, в том числе при заводнении, замещении нефти водогазовыми, газовыми или другими агентами. Может быть с успехом использовано на поздних стадиях разработки и в осложненных условиях при высокой обводненности скважин, повышенной неоднородности геологического строения и низкой проницаемости продуктивных коллекторов.

Известны способ повышения нефтеотдачи (патент РФ №2122109, МПК Е 21 В 43/35, опубл. в БИ №32, 1998 г.), в котором предложено воду закачивать в скважину через установленный на забое нагнетательной скважины гидродинамический излучатель упругих колебаний в диапазоне частот от 1 до 45 Гц, а также способ разработки нефтяной залежи (патент РФ №951111338, МПК Е 21 В 43/20, 28/00, опубл. в БИ №18, 27.06.97 г.), включающий сначала проведение вибросейсмического воздействия на продуктивный пласт с помощью источника упругих колебаний, установленного в одной из скважин, а потом периодическую остановку и возобновление закачки вытесняющего агента.

Недостатками известных способов являются ограниченная область применения, малая эффективность при использовании в осложненных геолого-физических условиях разработки, при пониженной проницаемости, высокой неоднородности коллекторов и т.д., низкий охват и слабость энергетического воздействия на продуктивные пласты упругими колебаниями.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ разработки нефтяных и газовых залежей, включающий отбор нефти штанговыми насосами и воздействие упругими волнами на продуктивный пласт при помощи устройства, использующего их штанги для повышения нефтеизвлечения за счет гравитационного разделения флюидов (в результате изменения фазовых проницаемостей) (Патент США №5950726, кл. 166-249, опубл. в ИСМ №17, вып. 63).

Недостатком данного способа является его недостаточно высокая эффективность, обусловленная рассеиванием энергии источников колебаний и ее уходом в окружающие скважину непродуктивные породы, небольшая зона охвата и ограничения по глубинам залежей. Наиболее существенным является то, что при осуществлении известного способа не выполняются необходимые условия для возникновения в полном объеме полезных эффектов воздействия упругими колебаниями. Воздействие упругими колебаниями с реально достигаемой низкой энергетикой не обуславливает прямого силового отклика среды продуктивного пласта, а возникающие в пласте полезные эффекты и явления предполагают существование естественных неравновесных состояний, связанных как с ее внутренними свойствами и напряжениями, так и с наложением постоянно действующих внешних сил. При воздействии упругими колебаниями для возникновения резонансного отклика продуктивного пласта необходимо обязательное существование и поддержание в его среде внутренней неравновесности и, кроме того, необходимо достигать определенных пороговых критериев, отражающих не только частотную предпочтительность воздействия, но и соразмерность его амплитудных и частотных параметров по отношению к существующим в среде пласта структурным взаимодействиям и метастабильным энергетическим проявлениям.

Задачей изобретения является повышение эффективности способа путем создания необходимых и достаточных условий для проявления в продуктивном пласте в полном объеме фильтрационных и других эффектов воздействия упругими колебаниями, минимизации непроизводительных потерь энергии и концентрации плотности колебательной энергии скважинных и поверхностных источников упругих колебаний в объеме продуктивного пласта, в том числе в зонах и областях наиболее активного отклика среды, улучшения фильтрационных характеристик призабойных зон скважин и ускорения в них процессов тепломассообмена, повышение надежности и расширение эксплуатационных возможностей способа.

Поставленная задача решается тем, что в известном способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор пластовой жидкости через добывающие скважины и воздействие на продуктивный пласт упругими колебаниями, согласно изобретению воздействие на продуктивный пласт упругими колебаниями осуществляют при создании в нем нестационарных, и/или знакопеременных перепадов давления, и/или механических напряжений, при этом данное воздействие осуществляют со значениями колебательного ускорения и колебательного смещения ξ, определяемыми из условия минимума величины где g - ускорение свободного падения, - размерная характеристика пористой среды, например, характерный диаметр поровых каналов, α,β(0≤α,β≤1) - безразмерные опытные пороговые параметры, определяемые по совокупности свойств фаз и структуры продуктивного пласта.

При этом возможно:

- создание в продуктивном пласте нестационарных, и/или знакопеременных перепадов давления, и/или механических напряжений осуществлять изменением режима отбора пластовой жидкости по добывающим скважинам;

- создание в продуктивном пласте нестационарных, и/или знакопеременных перепадов давления, и/или механических напряжений осуществлять при нагнетании вытесняющего агента попеременным изменением режимов нагнетания по группам или отдельным нагнетательным скважинам или при попеременном изменении режимов нагнетания и отбора пластовой жидкости как по нагнетательным, так и по добывающим скважинам;

- при создании в пласте нестационарных, и/или знакопеременных перепадов давления, и/или механических напряжений периоды их изменений выбирать меньшими времен релаксаций гидродинамических состояний продуктивного пласта, например, времен релаксации давления и/или проводимости;

- при попеременном изменении режима нагнетания и отбора по соответственно нагнетательным и добывающим скважинам фазы давлений нагнетания и отбора в каждый момент времени устанавливать взаимно противоположными;

- нагнетание и/или попеременное изменение режима нагнетания осуществлять по нагнетательным скважинам, расположенным внутри контура нефтеносности.

- при попеременном изменении режима нагнетания и/или отбора по нагнетательным и/или добывающим скважинам осуществлять повременное отключение отдельных скважин, при этом по группам нагнетательных скважин повременное отключение одной или более скважин сочетать с проведением циклической закачки вытесняющего агента по соседним с отключенными скважинами;

- при нагнетании и/или попеременном изменении режима нагнетания закачку вытесняющего агента производить с повышенными давлениями вплоть до давления гидроразрыва;

- упругие колебания в продуктивном пласте создавать путем возбуждения постоянно или периодически регулярных волн в диапазоне частот 1-800 Гц и/или ударно-импульсным, взрывным, дилатационно-волновым и др. воздействиями;

- частоту воздействия упругими колебаниями выбирать с учетом резонансных и волноводных свойств пластовых структур;

- воздействие на продуктивный пласт упругими колебаниями осуществлять на области взаимного вытеснения фаз, на застойные, не охваченные фильтрацией, области и на зоны накопления дислокаций и развития трещин в его структуре;

- при создании в пласте нестационарных, и/или знакопеременных перепадов давления, и/или механических напряжений воздействие упругими колебаниями осуществлять в периоды времени, соответствующие максимальным отклонениям и/или градиентам изменений давления и/или напряжений;

- при создании в продуктивном пласте нестационарных перепадов давления формировать повременные и пространственно распределенные зоны с пониженными давлениями до значений, близких к давлению насыщения пластовой жидкости, и на них селективно воздействовать упругими колебаниями;

- воздействие на продуктивный пласт упругими колебаниями осуществлять генераторами через забои нагнетательных и/или добывающих скважин и/или одним или группой расположенных на поверхности над залежью вибросейсмических источников;

- для воздействия на продуктивный пласт упругими колебаниями использовать вертикальные и/или наклонно-направленные, в том числе и горизонтальные скважины;

- воздействие на пласт упругими колебаниями одним или группой расположенных на поверхности над залежью вибросейсмических источников проводить через забои специально пробуренных анкерных скважин;

- воздействие упругими колебаниями через забои скважин осуществлять устьевыми и/или скважинными источниками, являющимися преобразователями гидравлической, электромагнитной, химической и других видов энергии, например, гидродинамические, газодинамические, электроискровые, пьезоэлектрические и другие генераторы;

- воздействие упругими колебаниями через забои добывающих скважин осуществлять генераторами, использующими энергию и/или приводящие механизмы глубинных насосов (штанговых, электроцентробежных, винтовых и др.);

- воздействие упругими колебаниями через забои скважин осуществлять генераторами, создающими на внутренней поверхности колонны скважины локальные пульсации давления скважинной жидкости;

- дополнительно проводить томографию пласта, например сейсмоакустическую, инфранизкочастотную и/или методом фильтрационных волн давления (ФВД), и/или микробиологические исследования углеводородных микроутечек вдоль месторождения, по результатам которых осуществлять начальный выбор и последующую корректировку расположения скважин и/или поверхностных вибросейсмических источников для осуществления воздействия скважинными генераторами и/или поверхностными вибросейсмическими источниками;

- в качестве вытесняющего агента использовать газообразные, и/или жидкие, и/или газожидкостные агенты, например, двуокись углерода, воду и/или водные растворы и эмульсии, водогазовые смеси;

- в нагнетаемую в пласт воду добавлять химические реагенты, например полимеры, поверхностно-активные вещества, биоциды и другие вещества;

- при нагнетании вытесняющего агента в продуктивный пласт закачивать оторочки гелеобразующих и/или осадкообразующих реагентов и/или растворы с повышенной вязкостью;

- предварительно до нагнетания вытесняющего агента и отбора пластовой жидкости по группам призабойных зон нагнетательных и/или добывающих скважин уменьшать “скин-фактор”;

- среднее пластовое давление по площади поддерживать на уровне давления, существовавшего в продуктивном пласте до начала разработки;

- воздействие упругими колебаниями сочетать с термогазобарическим воздействием, которое целесообразно осуществлять путем сжигания на забоях скважин термогазохимических составов, при этом давление возможно повышать вплоть до давлений разрыва пласта;

- воздействие упругими колебаниями сочетать с воздействием на продуктивный пласт другими физическими полями, например тепловым, магнитным, электрическим, электромагнитным;

Сущность предлагаемого изобретения заключается в следующем.

В ходе разработки нефтяных и нефтегазовых залежей как при режимах использования естественной энергии, так и при напорном вытеснении нефти вытесняющим агентом (вода, водные растворы химреагентов, водогазовые и газовые смеси) возникают осложнения, связанные с особенностями структуры продуктивных пластов, характером насыщения их пластовыми флюидами и их поведением при изменении термодинамических условий. Вследствие микро- и макронеоднородности структуры пористой среды коллектора, существенного различия вязкостей и поверхностного натяжения флюидов, проявления кинетического гистерезиса смачивания, обусловленного как силами поверхностного натяжения на границе вытесняющий агент - нефть, так и взаимодействием жидких фаз с твердой поверхностью перового скелета, в продуктивном пласте возникают застойные изолированные скопления и линзы неподвижной нефти, прорывы подошвенной воды, газов и вытесняющих агентов при напорном вытеснении. Все это приводит к низким коэффициентам извлечения нефти в осложненных условиях разработки залежей.

Известно, что воздействие упругими колебаниями оказывает определенное положительное влияние на фильтрационные и другие процессы, определяющие эффективность извлечения нефти из продуктивных пластов, однако при реально достижимых в достаточно полном объеме фильтрационных полей продуктивного пласта энергетических уровнях воздействия для возникновения полезных эффектов обязательно требуется, как уже было сказано выше, существование естественных неравновесных состояний, предполагающих использование накопленной в среде продуктивного пласта внутренней энергии. Подобные метастабильные состояния связаны с гистерезисом смачивания, наличием конкурирующих ближних и дальних взаимодействий между частицами в дисперсных внутрипоровых структурах, с внешними градиентами давления или напряжения, кинематическими особенностями самого колебательного процесса и т.п. В данном случае воздействие будет являться "спусковым механизмом" для реализации накопленных внутренних взаимодействий и внутренней энергии, способствующих, например, преодолению капиллярных сил или проявлению сил гравитации, внешних напряжений. И в этих условиях при воздействии упругими колебаниями необходимо достигать определенных пороговых критериев, отражающих соразмерность его энергетических и частотных параметров по отношению к существующим в среде пласта структурным взаимодействиям и метастабильным энергетическим проявлениям.

Если создавать в продуктивном пласте нестационарные, знакопеременные перепады давления или напряжения, то на границах макро- и микрообъемов среды с различной насыщенностью будут возникать добавочные силы, направленные на перераспределение фаз (водной и нефтяной) в пласте. При низкой проницаемости пластов и неоднородности проницаемости по структурным макро- и микрокомпонентам, при повышенной вязкости нефти и других встречающихся в реальности условиях данные добавочные силы способствуют значительному усилению метастабильности состояний насыщения, с тенденцией усиления и накопления, так как без наличия определенного надпорогового воздействия упругими колебаниями процессы перераспределения или вообще не заработают, или будут протекать во времени недостаточно интенсивно. Кроме того, по границам структурных макро- и микрокомпонент пласта с различными механическим стрессовым и сдвиговым поведением поддерживаются и усиливаются неравновесные состояния скачков напряжений и локализация дислокаций, с присущей геологическим средам способностью их длительного и существенного накопления (накачки) при относительно “медленных” и малых внешних воздействиях.

При воздействии упругими колебаниями с параметрами, превышающими пороговые - с соотношением величин более αg и ξ более β для вышерассмотренных созданных неравновесных состояний пласта, в нем возникают сильные синергетические эффекты совместного действия нестационарных перепадов давления и напряжений и упругих колебаний. Происходит реализация неравновесных состояний с высвобождением накопленной в среде внутренней энергии.

Под действием инерционных сил, возникающих на границах раздела фаз и во внутрипоровых структурах из-за разницы плотностей флюидов и твердых компонентов, ослабляется действие кинетического гистерезиса смачивания, уменьшается влияние вязкости и внутрипоровых отложений на движение нефти в крупных и мелких порах, происходит выравнивание фазовых проницаемостей, инициирование и интенсифицирование капиллярного пропитывания, мобилизация изолированных, окруженных водой кластеров нефти. Реализуются перепады давления между низко- и высокопроницаемыми прослоями и “блоками” с существенным увеличением массообмена между ними. Вода из слоев и зон с большей проницаемостью внедряется в малопроницаемые, а нефть перемещается в высокопроницаемую часть коллектора. Происходит более полное вытеснение нефти из пласта. При реализации накопленных скачков напряжений и дислокаций в среде продуктивного пласта возникают внутренние источники сейсмических волн, происходит подпитывание энергии упругих колебаний по механизму микроземлятрясений - резко возрастает охват продуктивного пласта и интенсивность воздействия.

При этом рациональный уровень осуществляемого воздействия определяется минимумом величины определяемой как порогово-энергетический критерий воздействия упругими колебаниями. Минимум данной величины соответствует заметному проявлению полезных эффектов в пласте при оптимальных энергетических затратах.

В целях получения оптимальных результатов способа целесообразно при создании в пласте нестационарных, и/или знакопеременных перепадов давления, и/или механических напряжений периоды их изменений выбирать меньшими времен релаксаций гидродинамических состояний продуктивного пласта, например, времен релаксации давления и/или проводимости.

В случае эксплуатации залежи в режимах использования естественной энергии целесообразно создание в продуктивном пласте нестационарных, и/или знакопеременных перепадов давления, и/или механических напряжений осуществлять изменением режима отбора пластовой жидкости по добывающим скважинам. При напорных режимах эксплуатации залежи возможно создание в продуктивном пласте нестационарных, и/или знакопеременных перепадов давления, и/или механических напряжений осуществлять при нагнетании вытесняющего агента попеременным изменением режимов нагнетания по группам или отдельным нагнетательным скважинам или при попеременном изменении режимов нагнетания и отбора пластовой жидкости как по нагнетательным, так и добывающим скважинам. При этом оптимально нагнетание и/или попеременное изменение режима нагнетания осуществлять по группам или отдельным нагнетательным скважинам, расположенным внутри контура нефтеносности; при попеременном изменении режима нагнетания и отбора по соответственно нагнетательным и добывающим скважинам фазы давлений нагнетания и отбора в каждый момент времени устанавливать взаимно противоположными, также при этом целесообразно осуществлять повременное отключение отдельных скважин.

В целях увеличения охвата пласта при напорном вытеснении для максимального проявления эффектов изменения направления фильтрационных потоков целесообразно при повременном отключении отдельных скважин по группам нагнетательных скважин повременное отключение одной или более скважин сочетать с проведением циклической закачки вытесняющего агента по соседним с отключенными скважинами.

В условиях существенной зависимости проницаемости и приемистости скважин от давления, что особенно характерно для карбонатных коллекторов, при нагнетании и/или попеременном изменении режима нагнетания целесообразно закачку вытесняющего агента производить с повышенными, вплоть до давления гидроразрыва пласта, давлениями. При этом в целях достижения проектных отборов пластовой жидкости в определенных условиях не исключается осуществление гидроразрыва пласта и в добывающих скважинах.

Целесообразно упругие колебания в продуктивном пласте создавать при возбуждении постоянно или периодически регулярных волн в диапазоне частот 1-800 Гц и/или ударно-импульсном, взрывном, дилатационно-волновом и др. воздействиях. Воздействие на продуктивный пласт регулярными волнами в частотном диапазоне 1-800 Гц наиболее эффективно с точки зрения максимального проявления фильтрационных эффектов и достижения наибольшей глубины воздействия при минимальных энергетических затратах. При ударно-импульсном, взрывном, дилатационно-волновом и других подобных воздействиях на пласт создаются упругие волны широкого частотного диапазона, среди которых максимум энергии переносят волны на доминантных частотах, входящих в вышеуказанный оптимальный частотный диапазон воздействия.

Для достижения полнообъемного охвата пласта воздействием частоту воздействия упругими колебаниями возможно выбирать с учетом резонансных и волноводных свойств пластовых структур; в целях концентрации плотности колебательной энергии в наиболее активных зонах продуктивного пласта воздействие упругими колебаниями следует осуществлять на области взаимного вытеснения фаз, на застойные, не охваченные фильтрацией, области и на зоны накопления дислокаций и развития трещин в структуре продуктивного пласта. В уже обводненных продуктивных пластах с большим количеством остаточной нефти в виде изолированных скоплений процессы капиллярной пропитки и гравитационно-капиллярной сегрегации являются определяющими факторами доизвлечения нефти из малопроницаемых участков, перемещения ее в охваченные фильтрацией зоны пласта. Соответственная концентрация плотности энергии упругих колебаний в пределах застойных зон и поддержание нестационарных перепадов давления способствуют значительному усилению данных процессов. Скорости капиллярного пропитывания становятся сравнимыми со скоростями напорной фильтрации, что способствует вовлечению остаточной нефти в фильтрационное течение по продуктивному пласту и притоку добавочной нефти к добывающим скважинам. Кроме того, при воздействии на зоны накопления дислокаций и развития трещин происходит накопление механических напряжений, приводящее к неравновесным состояниям с последующим резким сбросом концевых напряжений, усилением пульсаций раскрытия трещин и колебаний давления флюидов в них, разветвлением трещин, перераспределением фазовых насыщенностей по значительному объему продуктивного пласта.

При создании в продуктивном пласте нестационарных, и/или знакопеременных перепадов давления, и/или механических напряжений воздействие упругими колебаниями оптимально осуществлять в периоды времени, соответствующие максимальным отклонениям и/или градиентам изменений давления и/или напряжений, при этом наблюдаемые в продуктивном пласте полезные эффекты достигаются в достаточно большом объеме при наименьших значениях пороговых параметров упругих колебаний и минимизируются энергетические затраты.

При создании в продуктивном пласте нестационарных перепадов давления полезно формировать повременные и пространственно распределенные зоны с пониженными давлениями до значений, близких к давлению насыщения пластовой жидкости, на них селективно воздействовать упругими колебаниями. В соответствии с этим выбирают периоды времени и размещение вибросейсмических источников и/или скважинных излучателей для локализации воздействия упругими колебаниями на эти зоны. В данных условиях начинает заметно проявляться эффект “разгазирования нефти без ее дегазации”, который в большом объеме продуктивного пласта приводит к ослаблению структур пластовых нефтей, понижению ее плотности и вязкости, улучшению соотношений подвижности нефти и воды, что оказывает существенное положительное влияние на повышение нефтеотдачи.

В зависимости от конкретных геолого-физических условий залежи, глубины залегания продуктивного пласта, применяемой схемы разработки, расположения скважин и др. воздействие на продуктивный пласт упругими колебаниями возможно осуществлять генераторами через забои нагнетательных и/или добывающих скважин и/или одним или группой расположенных на поверхности над залежью вибросейсмических источников. При этом для достижения полнообъемного охвата продуктивного пласта и концентрации энергии упругих колебаний в требуемых зонах возможен оптимальный выбор расположения генераторов по скважинам и вибросейсмических источников по площади залежи. В этих же целях для воздействия на продуктивный пласт упругими колебаниями, наряду с вертикальными, полезно использовать наклонно-направленные, в том числе и горизонтальные скважины.

Для уменьшения непроизводительных потерь энергии на возбуждение поверхностных волн воздействие на пласт упругими колебаниями одним или группой расположенных на поверхности залежи вибросейсмических источников возможно проводить через забои специально пробуренных анкерных скважин.

Воздействие упругими колебаниями через забои добывающих или нагнетательных скважин целесообразно осуществлять устьевыми и/или скважинными источниками, являющимися преобразователями гидравлической, электромагнитной, химической и других видов энергии, например, гидродинамические, электроискровые, пьезоэлектрические и другие генераторы.

Для организации непрерывных режимов отбора пластовой жидкости и оптимального использования штатного нефтепромыслового оборудования целесообразно воздействие упругими колебаниями через забои добывающих скважин осуществлять генераторами, использующими энергию и/или приводящие механизмы глубинных насосов (штанговых, электроцентробежных, винтовых и др.). Для обеспечения сохранности крепления скважин и достижения оптимальных режимов возбуждения целесообразно воздействие упругими колебаниями через забои скважин осуществлять генераторами, создающими на внутренней поверхности колонны скважины локальные пульсации давления скважинной жидкости.

Для получения объективной информации о состоянии залежи и оптимизации воздействия целесообразно дополнительно проводить томографию пласта, например сейсмоакустическую, инфразвуковую и/или методом ФВД, по результатам которой возможно осуществлять начальный выбор и последующую корректировку расположения скважин и/или поверхностных вибросейсмических источников для осуществления воздействия скважинными генераторами и/или поверхностными вибросейсмическими источниками. Исследования позволяют осуществлять долгосрочные наблюдения (мониторинг) за продвижением флюидов (смещения целиков нефти, эволюции фронта вытеснения водой и др.) и управлять процессом воздействия, регулировать объемы и направление закачиваемых агентов и отбор продукции из скважин В совокупности с другими исследованиями мониторинг позволяет наиболее эффективно выбирать расположение источников и время воздействия на аномальные естественные, и/или наведенные зоны повышенной сейсмической активности, и/или перспективные в плане дополнительного нефтеизвлечения зоны. На обводненных и истощенных месторождениях целесообразно в этих же целях дополнительно проводить микробиологические исследования углеводородных микроутечек вдоль месторождения для уточнения месторасположения площадей с более высоким содержанием остаточной нефти.

Для оптимального регулирования напорного вытеснения нефти целесообразно в качестве вытесняющего агента использовать газообразные, и/или жидкие, и/или газожидкостные агенты, например, двуокись углерода, воду и/или водные растворы и эмульсии, водогазовые смеси. Для получения дополнительных возможностей управления процессом заводнения в нагнетаемую в пласт воду можно добавлять химические реагенты, например полимеры, поверхностно-активные вещества, биоциды и другие вещества. Целевое действие реагента в сочетании с энергией колебательного воздействия резко интенсифицируется, возникают синергетические эффекты, приводящие к достижению максимальной эффективности управления заводнением.

На нефтяных залежах с высокой послойной неоднородностью пластов, на которых наблюдается быстрый прорыв воды по слоям с повышенной проницаемостью, целесообразно при воздействии упругими колебаниями закачивать в пласт оторочки гелеобразующих и/или осадкообразующих реагентов и/или растворы с повышенной вязкостью. Упругие колебания устраняют преждевременное проявление вязкоупругости смесей, способствуют более полному и глубокому проникновению изолирующих компонентов в пласт, положительно влияют на гелеобразование, улучшают адгезию изолирующего материала к поверхности породы. Происходящее при воздействии упругими колебаниями уменьшение объема связанной воды в порах коллектора интенсифицирует протекание химических реакций. Все это в целом существенно упрочняет образующиеся в ходе закачки изолирующие "экраны". Достигается эффективная изоляция прорывов воды и вовлечение в разработку низкопроницаемых пропластков.

В осложненных условиях разработки залежи (низкая проницаемость, высокая глинистость и т.д.), когда в результате недостаточно качественного освоения или засорения в ходе эксплуатации призабойных зон скважин затруднительно обеспечивать требуемые проектные объемы закачки вытесняющего агента или отбора продукции, целесообразно предварительно до нагнетания вытесняющего агента и отбора пластовой жидкости по группам призабойных зон нагнетательных и/или добывающих скважин уменьшать скин-фактор - удалять из прискважинных зон низкопроницаемые экраны засоряющих веществ (остатков бурового раствора, глинистых и механических кольматантов, высоковязких водонефтяных эмульсий и др.). Скин-фактор возможно уменьшать обработками призабойных зон с применением энергии упругих колебаний. В качестве обработок могут применяться, например, промывки скважин через гидродинамический генератор упругих колебаний, в сочетании с периодически чередующимися забойными депрессиями и закачками в призабойную зону наиболее подходящих для каждого конкретного объекта реагентов: растворителей, растворов кислот, композиций. В результате совместного действия упругих колебаний, периодических градиентов давления, направленных из пласта в скважину, физико-химического фактора происходит эффективная очистка пористой среды, растворение глинистых и углеводородных загрязнителей, равномерное и глубокое кавернообразование в карбонатных коллекторах с максимально полным удалением продуктов реакции; восстанавливаются и даже улучшаются естественные коллекторские свойства призабойных зон, улучшаются функции скважин как "источников" и "стоков" на основных фильтрационных полях залежи.

В целях сохранения и поддержания высокой проводимости продуктивного пласта во время разработки целесообразно среднее пластовое давление по площади поддерживать на уровне давления, существующего в продуктивном пласте до начала разработки.

В определенных условиях, при пониженной гидропроводности призабойных зон скважин, обусловленной сильным загрязнением поровых каналов парафинистыми и асфальтосмолистыми веществами, целесообразно воздействие упругими колебаниями сочетать с термогазобарическим воздействием, которое возможно осуществлять путем сжигания на забоях скважин термогазохимических составов, при этом давление повышать вплоть до давлений разрыва пласта.

Во всех вышеперечисленных пунктах воздействие упругими колебаниями можно осуществлять в сочетании с воздействием на продуктивный пласт другими физическими полями, например тепловым, магнитным, электрическим, электромагнитным. Воздействие упругими колебаниями заметно ускоряет, например, процессы теплопереноса и массообмена, интенсифицирует действие других физических полей, способствует возникновению новых термодинамических эффектов, в определенных условиях приводящих к кратному повышению эффективности способа. Например, сочетание с тепловым воздействием целесообразно при отложениях в призабойных зонах скважин парафинов, газогидратов, при заводнении пластов с повышенной вязкостью нефти и пониженной пластовой температурой. При этом тепловое воздействие можно осуществлять различными известными методами, например, забойными электронагревателями, закачкой нагретого рабочего агента, тепловыделяющего реагентного состава и др. В этих же случаях целесообразно применять сочетание с воздействием переменным электромагнитным полем или электрическим током. Это можно осуществлять, например, подачей электрического тока на обсадную колонну и ряд заглубленных в грунт электродов или с помощью спускаемой в скважину электродной системы при открытом забое. Помимо теплового эффекта, электрические или электромагнитные поля в сочетании с полями механических знакопеременных напряжений оказывают глубокое дезинтегрирующее воздействие на препятствующие фильтрации скопления асфальтосмолистых веществ, продукты окислительной полимеризации нефти, загрязнения биогенной природы. Поскольку, как известно, под влиянием внешнего магнитного поля изменяется кинетика набухания глин, а магнитная обработка воды изменяет термодинамические условия выпадения солей, то сочетание с магнитным полем полезно для воздействия на пласты с повышенной глинистостью (устранение повышенного набухания глин), а также при отложениях солей, парафинов и газогидратов. При этом воздействие магнитным полем может осуществляться как непосредственно созданием поля от магнита или их системы в приствольной зоне скважины с открытым (не обсаженным) забоем, так и путем магнитной обработки закачиваемой в пласт жидкости или растворов реагентов.

Способ осуществляют следующим образом.

Обустраивают участок нефтяной залежи для осуществления способа. Проводят промыслово-геофизические исследования, изучение кернов по скважинам и свойств пластовых жидкостей. По методикам и программам, имеющимся у авторов изобретения, проводят лабораторные исследования фильтрационных процессов на кернах в поле упругих колебаний и компьютерные расчеты по определению пороговых параметров воздействия.

Проводят томографию продуктивного пласта по разрезу и по площади с использованием межскважинного прозвучивания и поверхностных инфразвуковых и сейсмоакустических комплексов для подробного изучения геологических особенностей залегания, распределения зон естественной трещиноватости, текущей нефтеводонасыщенности, а также зон повышенной сейсмической активности (сейсмоакустической эмиссии) продуктивных пластов.

По методикам и программам, имеющимся у авторов изобретения, осуществляют комплекс компьютерных расчетов по определению пространственно-энергетических распределений энергии упругих колебаний в пластах при различных вариантах размещения поверхностных и скважинных источников, оценкам охвата пласта пороговыми значениями упругих колебаний, определению оптимальных режимов создания нестационарных перепадов давления и напряжения в пласте по изменениям отбора пластовой жидкости и/или нагнетания вытесняющего агента по скважинам.

Исходя из всех проведенных исследований, выбирают скважины и/или расположение поверхностных вибросейсмических источников для проведения воздействия на продуктивные пласты.

При эксплуатации месторождения на естественных режимах выбирают добывающие скважины для проведения воздействия на пласты, при необходимости пробуривают дополнительные скважины. При эксплуатации на режимах напорного вытеснения выбирают добывающие и нагнетательные скважины. На обводненных и истощенных месторождениях дополнительно проводят микробиологические исследования углеводородных микроутечек вдоль месторождения для уточнения месторасположения площадей с более высоким содержанием остаточной нефти.

При необходимости обустраивают систему поддержания пластового давления (ППД).

В выбранных для воздействия на продуктивный пласт скважинах устанавливают скважинные устьевые или забойные генераторы. Устьевые генераторы - вибромолоты устанавливают на остановленных скважинах и через специальное волноводное устройство передают энергию упругих колебаний через забои скважин на пласт. В действующих нагнетательных скважинах на спускаемых насосно-компрессорных трубах устанавливают на уровне продуктивного пласта гидродинамические или газодинамические генераторы упругих колебаний, при этом осуществляют концентрацию создаваемых пульсаций давления в жидкости вблизи поверхности колонны или поверхности открытого ствола скважины. Воздействие упругими колебаниями через забои нагнетательных скважин осуществляют одновременно с закачкой вытесняющего агента (воды пресной или пластовой, воды с добавкой химреагентов, газов, водогазовых смесей) в пласт как при неизменных режимах, так и при их изменении.

В добывающих скважинах на уровне продуктивного пласта устанавливают генераторы, использующие энергию глубинных насосов, например, штанговых, при этом используют воздействие на продуктивный пласт как через скважинную жидкость, так и при силовом контакте спускаемого до уровня продуктивного пласта специального устройства непосредственно с зумпфом скважины или посредством использования якорей с колонной скважины. При использовании гидродинамических генераторов, работающих на потоке рабочей жидкости, возможно использование для генерации колебаний помимо энергии насосов собственной энергии пласта - при эксплуатации скважин в режиме фонтанирования. Воздействие упругими колебаниями через забои добывающих скважин также осуществляют с использованием скважинной насосной установки для добычи пластовой жидкости конструкции авторов, в которой производится откачка пластовой жидкости струйным насосом, одновременно с работой забойного гидродинамического генератора колебаний давления, а также одновременно с созданием периодических скачкообразных депрессий и репрессий на продуктивный пласт.

Воздействие упругими колебаниями через забои нагнетательных скважин осуществляют одновременно с отбором пластовой жидкости как при постоянном режиме, так и при его изменении. При этом в циклах ограничения нагнетания или при низкой приемистости скважин необходимый уровень колебательного воздействия (расхода рабочего агента через генератор) поддерживают прокачкой части жидкости в режиме циркуляции через межтрубное пространство. При реализации способа при необходимости возможна установка дожимных погружных центробежных электронасосов на разводящих водоводах или установка высоконапорных насосов непосредственно на КНС.

Для воздействия на продуктивный пласт поверхностными вибросейсмическими источниками используют передвижные вибросейсмические платформы или вибромолоты, передающие энергию по направлению к пласту через заглубленные под рыхлые поверхностные грунты анкерные скважины.

При этом избирательности воздействия и необходимой плотности энергии упругих колебаний в требуемых зонах пласта достигают выбором в каждой конкретной скважине и по поверхностным источникам амплитудно-частотного режима воздействия в соответствии с данными вышеупомянутых компьютерных расчетов.

Создание нестационарных и знакопеременных перепадов давления осуществляют изменением забойного давления (режимов закачки и отбора) в скважинах вплоть до полной периодической остановки группы скважин. Например, при площадной системе разработки, при пятиточечной системе размещения скважин в течение одного промежутка времени осуществляют закачку в две диагональные нагнетательные скважины элемента, а в течение следующего - в две противоположно диагонально расположенные нагнетательные скважины элемента. Во время остановок нагнетательных скважин в противоположные к ним скважины осуществляют цикл закачки в переменном режиме с большими амплитудами изменений давления нагнетания (от нуля до максимального давления нагнетания).

При этом периодическая закачка через установленные в скважинах генераторы может осуществляться при стандартных и даже пониженных давлениях на линиях нагнетания с сохранением высокого среднего уровня закачки вытесняющего агента в пласт. Появляется возможность варьирования в широких пределах частоты, амплитуды изменения расходов закачки, длительности, фазовой структуры циклов периодической закачки. При необходимости периодическая закачка может проводиться и с повышенными уровнями нагнетания (вплоть до величины горного давления).

Выбор оптимальных режимов создания нестационарных и знакопеременных перепадов давления изменением забойных давлений нагнетания или отбора осуществляют с учетом геолого-физических характеристик эксплуатационного объекта в соответствии с вышеупомянутыми компьютерными расчетами по методикам и программам авторов изобретения.

Под синергетическим воздействием поля с пороговыми уровнями упругих колебаний и нестационарных перепадов давления и напряжения в среде продуктивного пласта существенно повышаются показатели разработки залежи, происходит вовлечение в фильтрационное течение по пласту рассеянной защемленной нефти и выработка застойных, не охваченных ранее разработкой зон и участков, существенно повышается полнота извлечения нефти из продуктивных пластов залежи.

Пример осуществления способа.

Выбранный для осуществления способа участок нефтяного месторождения включает 3 нагнетательные и 15 эксплуатационных скважин. Схема участка залежи представлена на фиг. 1. Глубина залегания продуктивных горизонтов 1238-1250 м. Продуктивный пласт C-II сложен прослоями песчаников и алевролитов кварцевого состава, разделенных аргиллитами. Коллекторы залегают в виде рукавообразных зон повышенной толщины до 20 м и более. Средняя проницаемость до 1,8 мкм², пористость 24%. Параметры нефти: плотность 0,896 г/см³, вязкость - 14,0 мПа·с, давление насыщения 6,5 МПа, газонасыщенность - 25 м³/т, начальное пластовое давление 14 МПа. Средний дебит эксплуатационной скважины в начале разработки составлял 17 т/сут при обводненности 33%. Средняя приемистость нагнетательной скважины в начале заводнения составляла 145 ³/сут.

Среднесуточная текущая добыча нефти по участку 26,3 т/сут, весовая обводненность 93%. Среднесуточная текущая закачка воды 567,6 м³/сут, средняя приемистость скважин 283,8 м³/сут, средний дебит добывающих скважин по нефти 2,2 м³/сут. По добывающим скважинам 3 эксплуатируются при помощи ЭЦН и 9 - ШГН. Распределение по обводненности: одна скважина продуцирует с обводненностью от 20 до 50%, пять - с обводненностью от 50 до 90%, пять - свыше 90% и одна - свыше 98%. Расстояния между добывающими скважинами и между добывающими и нагнетательными скважинами от 250 до 350 м. По состоянию разработки в бездействии одна нагнетательная скважина (фиг. 1, №3*) и три добывающие (фиг. 1, № 13, 14, 15)

По отобранным керновым материалам и пробам пластовых жидкостей провели лабораторные исследования влияния упругих колебаний и определили пороговые параметры упругих колебаний α≈0,1; β≈0,1. На фиг. 2 показаны интенсивности упругих колебаний, соответствующие определенным опытным путем значениям пороговых параметров, построенные по значениям колебательного ускорения и смещения. Полученные для конкретных геолого-физических условий пороговые значения параметров упругих колебаний позволяют выделить частотные диапазоны наиболее энергетически эффективного воздействия. Согласно критерию минимума величины G= определен оптимальный частотный диапазон для геолого-физических условий участка залежи в 60-150 Гц. Воздействие на продуктивный пласт в данном частотном диапазоне наиболее эффективно с точки зрения максимального проявления фильтрационных эффектов упругих колебаний и достижения наибольшей глубины воздействия.

Проводятся гидродинамические, сейсмоакустические исследования участка залежи. По комплексу геолого-физических, промысловых данных и компьютерных расчетов создали фильтрационную модель разработки выбранного участка.

В нагнетательные скважины 1* и 2* (фиг. 1) на насосно-компрессорных трубах помещают вихревые гидродинамические генераторы технологического комплекса “Стрэнтэр” типа ГД2В-6ВШ, технические характеристики которых настроены на обеспечение амплитудно-частотных режимов работы, соответствующих проведенным расчетам и напорно-расходным характеристикам нагнетания.

В нагнетательной скважине 3*, бездействующей по причине малой приемистости, предварительно проводится очистка призабойной зоны с применением генератора “Стрэнтэр” ГД2В-3ГТ. Для доставки генератора на забой используется колтюбинговая установка Hydra Rig. Подача рабочей жидкости (раствор композиции ПАВ типа МЛ-80) осуществляется насосным агрегатом ЦА-320. Приемистость скважины 3* доводится до 280 ³/сут при давлении нагнетания 8 МПа. Далее в скважине на насосно-компрессорных трубах устанавливается генератор “Стрэнтэр” ГД2В-6ВШ.

На добывающих скважинах 3, 5, 7, 8 производится переоборудование штанговых насосов - насосно-компрессорные трубы разгружаются на забой, удлиняются штанги, на уровне продуктивных интервалов скважин размещаются имплозаторные цилиндры для создания гидравлических ударов в колонне скважины при возвратно-поступательных движениях штанг насосов. В добывающих скважинах 2, 6, 9, 10 система электроприводов электроцентробежных насосов используется для питания спущенных до продуктивных интервалов электроискровых генераторов типа “Сапфир”. В скважины 1, 11, 12 устанавливаются гидрофоны для мониторинга обработки.

Нагнетательные скважины оборудуют специальными устьевыми задвижками с блоками автоматизированного дистанционного управления. Создание по участку залежи нестационарных знакопеременных градиентов давлений осуществляется путем периодической остановки (на 12 суток) нагнетательной скважины 1* при работе в этот период скважины 2* в режиме циклического нагнетания пуск-остановка с периодом цикла от 6 до 12 часов. В этом же режиме работает скважина 1 * в периоды отключения скважины 2*. Закачка воды в скважину 3* осуществляется в циклическом режиме пуск-остановка (с периодом цикла 12 часов) и в постоянном режиме.

При закачке воды в нагнетательных скважинах одновременно осуществляется воздействие упругими колебаниями. Средняя приемистость нагнетательной скважины достигает значения 357 ³/сут.

При этом воздействие на пласт осуществляется и при отборе пластовой жидкости одновременно с работой штанговых насосов. В периоды максимального снижения пластового давления производится воздействие упругими колебаниями с поверхности залежи при помощи вибросейсмических платформ используемого сейсмоакустического комплекса, которые согласно полученной модели разработки размещаются на поверхности залежи в районе добывающих скважин 5, 6 и 7.

В таких условиях процесс осуществляется в течение трех месяцев.

В результате обводненность добываемой продукции снизилась до 53%, а добыча нефти возросла на 34%.

Использование изобретения позволяет существенно повысить эффективность воздействия упругими колебаниями на пласт с целью извлечения добавочной нефти за счет проявления новых эффектов совместного действия гидродинамической и механической нестационарности и упругих колебаний, оптимизации амплитудно-частотных режимов воздействия и создания наиболее благоприятных условий для эффективного вытеснения нефти из пластов, в особенности пластов сложного геологического строения, увеличения охвата пласта, минимизации непроизводительных потерь энергии воздействующих на продуктивную среду пласта упругих колебаний, снижения энергетических затрат.

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор пластовой жидкости через добывающие скважины и воздействие на продуктивный пласт упругими колебаниями, отличающийся тем, что воздействие на продуктивный пласт упругими колебаниями осуществляют при создании в нем нестационарных и/или знакопеременных перепадов давления и/или механических напряжений, при этом данное воздействие осуществляют со значениями колебательного ускорения и колебательного смещения ξ, определяемыми из условия минимума величины

где g - ускорение свободного падения;

- размерная характеристика пористой среды, например, характерный диаметр поровых каналов;

α,β(0≤α, β≤1) - безразмерные опытные пороговые параметры, определяемые по совокупности свойств насыщающих фаз и структуры продуктивного пласта.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что создание в продуктивном пласте нестационарных и/или знакопеременных перепадов давления и/или механических напряжений осуществляют изменением режима отбора пластовой жидкости по добывающим скважинам.

3. Способ по любому из пп.1 и 2, отличающийся тем, что создание в продуктивном пласте нестационарных и/или знакопеременных перепадов давления и/или механических напряжений осуществляют при нагнетании вытесняющего агента попеременным изменением режимов нагнетания по группам или отдельным нагнетательным скважинам или при попеременном изменении режимов нагнетания и отбора пластовой жидкости как по нагнетательным, так и добывающим скважинам.

4. Способ по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что при создании в пласте нестационарных и/или знакопеременных перепадов давления и/или механических напряжений периоды их изменений выбирают меньшими времен релаксаций гидродинамических состояний продуктивного пласта, например, времен релаксации давления и/или проводимости.

5. Способ по п.3, отличающийся тем, что нагнетание и/или попеременное изменение режима нагнетания осуществляют по нагнетательным скважинам, расположенным внутри контура нефтеносности.

6. Способ по любому из пп.3 и 4, отличающийся тем, что при попеременном изменении режима нагнетания и отбора по соответственно нагнетательным и добывающим скважинам фазы давлений нагнетания и отбора в каждый момент времени устанавливают взаимно противоположными.

7. Способ по любому из пп.2-6, отличающийся тем, что при попеременном изменении режима нагнетания и/или отбора по нагнетательным и/или добывающим скважинам осуществляют повременное отключение отдельных скважин, при этом по группам нагнетательных скважин повременное отключение одной или более скважин сочетают с проведением циклической закачки вытесняющего агента по соседним с отключенными скважинами.

8. Способ по любому из пп.3-7, отличающийся тем, что при нагнетании и/или попеременном изменении режима нагнетания закачку вытесняющего агента производят с повышенными давлениями, вплоть до давления гидроразрыва.

9. Способ по любому из пп.1-8, отличающийся тем, что упругие колебания в продуктивном пласте создают путем возбуждения постоянно или периодически регулярных волн в диапазоне частот 1-800 Гц и/или ударно-импульсным, взрывным, дилатационно-волновым воздействиями.

10. Способ по любому из пп.1-9, отличающийся тем, что частоту воздействия упругими колебаниями выбирают с учетом резонансных и волноводных свойств пластовых структур.

11. Способ по любому из пп.1-10, отличающийся тем, что воздействие на продуктивный пласт упругими колебаниями осуществляют на области взаимного вытеснения фаз, на застойные, не охваченные фильтрацией области и на зоны накопления дислокаций и развития трещин в его структуре.

12. Способ по любому из пп.1-11, отличающийся тем, что при создании в пласте нестационарных и/или знакопеременных перепадов давления и/или механических напряжений воздействие упругими колебаниями осуществляют в периоды времени, соответствующие максимальным отклонениям и/или градиентам изменений давления и/или напряжений.

13. Способ по любому из пп.1-12, отличающийся тем, что при создании в продуктивном пласте нестационарных перепадов давления формируют повременные и пространственно распределенные зоны с пониженными давлениями до значений, близких к давлению насыщения пластовой жидкости, и на них селективно воздействуют упругими колебаниями.

14. Способ по любому из пп.1-13, отличающийся тем, что воздействие на продуктивный пласт упругими колебаниями осуществляют генераторами через забои нагнетательных и/или добывающих скважин и/или одним или группой расположенных на поверхности над залежью вибросейсмических источников.

15. Способ по п.14, отличающийся тем, что для воздействия на продуктивный пласт упругими колебаниями используют вертикальные и/или наклонно направленные, в том числе и горизонтальные скважины.

16. Способ по любому из пп.14 и 15, отличающийся тем, что воздействие на пласт упругими колебаниями одним или группой расположенных на поверхности над залежью вибросейсмических источников проводят через забои специально пробуренных анкерных скважин.

17. Способ по любому из пп.15 и 16, отличающийся тем, что воздействие упругими колебаниями через забои скважин осуществляют устьевыми и/или скважинными источниками, являющимися преобразователями гидравлической, электромагнитной, химической и других видов энергии, например, гидродинамические, газодинамические, электроискровые, пьезоэлектрические.

18. Способ по любому из пп.14-17, отличающийся тем, что воздействие упругими колебаниями через забои добывающих скважин осуществляют генераторами, использующими энергию и/или приводящие механизмы глубинных насосов - штанговых, электроцентробежных, винтовых.

19. Способ по любому из пп.14-18, отличающийся тем, что воздействие упругими колебаниями через забои скважин осуществляют генераторами, создающими на внутренней поверхности колонны скважины локальные пульсации давления скважинной жидкости.

20. Способ по любому из пп.1-19, отличающийся тем, что дополнительно проводят сейсмоакустическую томографию пласта и/или микробиологические исследования углеводородных микроутечек вдоль месторождения, по результатам которой осуществляют начальный выбор и последующую корректировку расположения скважин и/или поверхностных вибросейсмических источников для осуществления воздействия скважинными генераторами и/или поверхностными вибросейсмическими источниками.

21. Способ по любому из пп.3-8, отличающийся тем, что в качестве вытесняющего агента используют газообразные и/или жидкие, и/или газожидкостные агенты, например, двуокись углерода, воду и/или водные растворы и эмульсии, водогазовые смеси.

22. Способ по любому из пп.3-8, 21, отличающийся тем, что в нагнетаемую в пласт воду добавляют химические реагенты, например полимеры, поверхностно-активные вещества, биоциды.

23. Способ по любому из пп.3-8, 21 и 22, отличающийся тем, что при нагнетании вытесняющего агента в продуктивный пласт закачивают оторочки гелеобразующих и/или осадкообразующих реагентов и/или растворы с повышенной вязкостью.

24. Способ по любому из пп.1-23, отличающийся тем, что предварительно, до нагнетания вытесняющего агента и отбора пластовой жидкости по группам призабойных зон нагнетательных и/или добывающих скважин уменьшают “скин-фактор”.

25. Способ по любому из пп.1-24, отличающийся тем, что среднее пластовое давление по площади поддерживают на уровне давления, существовавшего в продуктивном пласте до начала разработки.

26. Способ по любому из пп.1-25, отличающийся тем, что воздействие упругими колебаниями сочетают с термогазобарическим воздействием, которое осуществляют путем сжигания на забоях скважин термогазохимических составов, при этом забойное давление повышают вплоть до давлений разрыва пласта.

27. Способ по любому из пп.1-26, отличающийся тем, что воздействие упругими колебаниями сочетают с воздействием на продуктивный пласт другими физическими полями, например, тепловым, магнитным, электрическим, электромагнитным.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2