Способ разработки нефтяного месторождения
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений. Обеспечивает повышение нефтеотдачи продуктивных пластов. Сущность изобретения: способ включает закачку рабочего агента в скважины нагнетательных рядов и/или замкнутых блоков нагнетания, отбор жидкости и газа из добывающих скважин, деление нагнетательных и добывающих скважин на участки и группы и физическое воздействие на продуктивные пласты, в частности перемену направления фильтрационных потоков. Предусматривают предварительное определение относительных остаточных извлекаемых запасов нефти в продуктивном пласте по обводненным добывающим скважинам участка и участку в целом. Осуществляют вычисление приведенного, исходя из параметров вытеснения нефти по участку в целом, нефтесодержания в продукции жидкости для значений относительных остаточных извлекаемых запасов нефти в каждой добывающей скважине. Затем выделяют добывающие скважины, в которых фактическое нефтесодержание не менее приведенного для относительных остаточных запасов нефти этой скважины. Эти скважины вместе с безводными скважинами оставляют в постоянной работе на режиме максимального отбора жидкости. Остальные добывающие скважины, а также нагнетательные скважины включают в периодическую работу группами. При этом в одном полуцикле группу нагнетательных скважин включают в работу в режиме минимального объема закачки рабочего агента, а находящуюся в зоне их влияния группу добывающих скважин - в режиме максимального отбора жидкости или наоборот. В следующем полуцикле режимы работ добывающих и нагнетательных скважин меняют на противоположные. Группирование добывающих скважин и режимы их работы корректируют в соответствии с изменениями относительных остаточных извлекаемых запасов нефти, фактического и приведенного нефтесодержания в скважинах во времени. 19 з.п. ф-лы, 3 табл., 2 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам разработки нефтяных месторождений.
Известен способ разработки нефтяных месторождений путем закачки рабочего агента в скважины нагнетательных рядов и отбор нефти из добывающих скважин (Муравьев И.М. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. М., Недра, 1990, с.55-97). Недостаток этого способа состоит в том, что в прерывистых пластах коэффициент охвата воздействием, а следовательно, и коэффициент нефтеотдачи, невысокий.
Известен способ разработки нефтяных месторождений, предусматривающий закачку рабочего агента по замкнутому контуру, образованному пересекающимися рядами нагнетательных скважин, и отбор нефти из добывающих скважин (Фазлыев Р.Т. Площадное заводнение нефтяных месторождений. М., Недра, 1979, с.122-128). Недостатком этого способа является то, что из-за точечного (в плане) расположения скважин по площади залежи и особенностей фильтрации жидкости в пористой среде (по логарифмической зависимости) происходит дифференциация скорости вытеснения по главной линии тока (кратчайшего расстояния между нагнетательной и добывающей скважинами) и нейтральной линией тока (ломаная линия, обычно проходящая через середину расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами). Соответственно этому формируются слабодренируемые и застойные зоны, приводящие к увеличению сроков разработки, закачке и попутной добыче больших объемов рабочего агента.
Известен также способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор жидкости из добывающих скважин и виброволновое воздействие на призабойные зоны нагнетательных скважин до перевода их под закачку в циклическом режиме, с остановками и возобновлениями закачки определенной продолжительности (Патент РФ №2059063, кл. Е 21 В 43/20, опубл. в Бюл. №12, 96 г.). Сочетание циклической работы нагнетательных скважин и виброволнового воздействия на их призабойные зоны позволяет увеличить темпы разработки залежи. Однако в способе не учитывается состояние выработки запасов в продуктивном пласте и в дренируемой зоне отдельных скважин, из циклической работы исключаются добывающие скважины, виброволновое воздействие проводится только в нагнетательных скважинах, причем до перевода их на циклический режим работы и лишь на призабойную зону пласта, а не на пласт в целом. Регламентирование продолжительности полуциклов периодической работы нагнетательных скважин проводится, во-первых, без учета достигаемого амплитудного изменения фильтрационного потока по площади пласта между нагнетательными и добывающими скважинами, а во-вторых, учитывая вероятностный характер распределения емкостных и фильтрационных свойств пласта в межскважинном пространстве, не содержит допустимого интервала ее значений.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяных месторождений (Пат. РФ №2130116, кл. Е 21 В 43/20, опубл. в Бюл. №13, 99 г.), включающий закачку агентов в нагнетательные скважины и отбор нефти, воды и газа из добывающих скважин и деление рядов нагнетательных и добывающих скважин на участки для организации перемены направления фильтрационных потоков. Объем закачки изменяют по участкам нагнетательного ряда так, что все скважины одного участка работают с максимальным объемом закачки, в то время как все скважины соседних участков этого ряда работают с минимальным объемом закачки. В это время скважины соответствующих участков добывающего ряда работают на режимах, противоположных режимам работы нагнетательных скважин. В следующий полупериод цикла режимы работы участков нагнетательного и добывающего рядов изменяют на противоположные. После этого участки месторождения разбивают рядами нагнетательных скважин на замкнутые блоки, в каждом из которых обеспечивают круговое или близкое к нему перемещение векторов фильтрационных потоков сначала в одном направлении, а потом в другом.
Осуществление перемены направления фильтрационных потоков в данном изобретении позволяет в определенной степени обеспечить выравнивание фронта вытеснения нефти, активизировать выработку слабодренируемых и застойных зон.
Недостаток этого способа состоит в том, что группирование нагнетательных и добывающих скважин в один синхронный полуцикл производится лишь по признаку принадлежности к участку в ряду, без учета состояния выработки продуктивного пласта, остаточных запасов нефти, в частности, уровня нефте- или водосодержания продукции добывающих скважин. Известно, что по совокупности геологических, технических и других причин, а также стадийности разработки (например, организации дополнительных очагов или рядов нагнетания), не только абсолютные, но, что более важно с позиций равномерности выработки пласта, и относительные (относительно, например подвижных запасов в дренируемой зоне) накопленные объемы добычи нефти по индивидуальным добывающим и объемы закачки рабочего агента по нагнетательным скважинам, существенно различаются. Как следствие, это приводит к неравномерному вытеснению нефти рабочим агентом к добывающим скважинам. Объективным подтверждением этого, а в определенной степени и показателем неравномерности вытеснения нефти, является различающийся уровень текущего нефтесодержания (обводненности) продукции (при закачке в качестве рабочего агента воды) в добывающих скважинах, в том числе в ближайшем окружении (первой орбите) нагнетательных. Недостатки прототипа, предусматривающего периодический перевод добывающих скважин, независимо от степени выработки пласта, их обводнения, на минимальные режимы отбора жидкости, усугубляются еще и тем обстоятельством, что при ограничении дебитов, а тем более остановке обводненных добывающих скважин, в их стволах происходит гравитационное разделение нефти и воды. В результате этого накапливается водяной столб и возрастает противодавление на забой. В последующем, в другом полуцикле, при пуске или переводе на максимальный отбор жидкости не только снижаются потенциальные добывные возможности скважины из-за повышения забойного давления от столба воды и уменьшения фазовой проницаемости по нефти в призабойной зоне, но и в течение периода, сравнимого для малодебитных скважин с продолжительностью полуциклов, обводненность добываемой продукции остается повышенной по отношению к стабильному (до ограничения отбора) уровню за счет дополнительного подтока воды непосредственно из ствола скважины (затрубья). Причем очевидно, что вышеуказанные недостатки наиболее негативно отражаются на малообводненных и низкодебитных добывающих скважинах, так как меньшая обводненность (или большее нефтесодержание) в продукции скважин, во-первых, косвенно свидетельствует об отставании фронта вытеснения нефти в зоне дренирования именно этой скважины и, значит, необходимости здесь форсированного отбора, а, во-вторых, различия в пропорциях объемов нефти и воды, поступающих непосредственно из пласта, и обводненностью продукции после остановки (перевода скважины с минимального отбора жидкости на максимальный), наибольшие. Неучет отмеченных факторов при группировании скважин для периодической работы отрицательно сказывается на эффективности регулирования вытеснения нефти за счет перемены направления фильтрационных потоков и снижает нефтеотдачу. Кроме того, важное значение имеет регламентация продолжительности полуциклов, так как для эффективного регулирования вытеснения нефти переменой направления фильтрационных потоков основополагающим является не вообще периодическое изменение режимов работы скважин, а обеспечивающее, с одной стороны, значимую амплитуду перемены направления фильтрационных потоков от стационарного уровня на удалении, сравнимым с расстоянием между скважинами (рядами), т.е. продолжительность полуцикла должна быть достаточно длительной, а с другой стороны, - ограниченной, чтобы не допустить падения общего уровня пластового давления, при котором возможны снижения дебитов окружающих добывающих скважин, особенно при механизированных способах эксплуатации.
Задачей изобретения является повышение нефтеотдачи продуктивных пластов путем регулирования фронта вытеснения нефти с одновременным управлением движением фильтрационных потоков в оптимальном режиме за счет предотвращения повторного нефтенасыщения промытых рабочим агентом зон пласта, ограничения продвижения рабочего агента по высоковыработанным каналам и трещинам, а также высокообводненным направлениям.
Поставленная задача решается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем закачку рабочего агента в скважины нагнетательных рядов и/или замкнутых блоков нагнетания, отбор жидкости и газа из добывающих скважин, деление нагнетательных и добывающих скважин на участки и группы и физическое воздействие на продуктивные пласты, в частности, перемену направления фильтрационных потоков, согласно изобретению, предварительно определяют относительно подвижных запасов нефти в дренируемой зоне остаточные извлекаемые запасы нефти в продуктивном пласте по обводненным добывающим скважинам участка и участку в целом, вычисляют приведенное, исходя из параметров вытеснения нефти по участку в целом, нефтесодержание в продукции жидкости для значений относительных остаточных извлекаемых запасов нефти в каждой добывающей скважине, затем выделяют добывающие скважины, в которых фактическое нефтесодержание не менее приведенного для относительных остаточных запасов нефти этой скважины и оставляют их вместе с безводными скважинами в постоянной работе на режиме максимального отбора жидкости, а остальные добывающие, а также нагнетательные скважины включают в периодическую работу группами, при этом в одном полуцикле группу нагнетательных скважин включают в работу в режиме минимального объема закачки рабочего агента, а находящуюся в зоне их влияния группу добывающих скважин - в режиме максимального отбора жидкости или, наоборот, группу нагнетательных скважин включают в работу в режиме максимального объема закачки рабочего агента, а находящуюся в зоне их влияния группу добывающих скважин - в режиме минимального отбора жидкости, а в следующем полуцикле режимы работ добывающих и нагнетательных скважин меняют на противоположные, причем группирование добывающих скважин и режимы их работы корректируют в соответствии с изменениями относительных остаточных извлекаемых запасов нефти, фактического и приведенного нефтесодержания в скважинах во времени. Продолжительность полуциклов режима работ нагнетательных и добывающих скважин определяют по формуле:
где t - продолжительность полуцикла, с; l - расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами, м; ж - пьезопроводность пласта, м2/с.
Указанный диапазон обеспечивает достижение амплитудного изменения фильтрационного потока на уровне 90-95% от потенциального и учитывает вероятностную природу распределения коллекторских и фильтрационных свойств в межскважинном пространстве.
Меньшая продолжительность полуциклов, по сравнению с регламентируемой в заявляемом способе, не обеспечит достижение значимых амплитудных изменений фильтрационных потоков на всей площади от нагнетательного до добывающего рядов, а при большей - возможно снижение дебитов добывающих скважин из-за значительного снижения общего уровня пластового давления. Так, для достижения амплитудного изменения фильтрационного потока с 95% до 97% от потенциального, т.е. всего на 2%, требуется увеличение продолжительности полуцикла в 1,66 раза, что также приведет к потерям в добыче нефти.
В режиме максимального объема закачки рабочего агента рекомендуется оставлять нагнетательные скважины, воздействующие на добывающие скважины, имеющие максимальные относительные остаточные извлекаемые запасы нефти в дренируемой зоне.
С учетом различия условий разработки месторождений, в том числе природно-климатических, работу группы нагнетательных скважин в режиме минимального объема закачки рабочего агента и добывающих скважин в режиме минимального отбора жидкости осуществляют остановкой отдельных скважин или ограничением приемистости и дебита соответственно, а работу нагнетательных скважин в режиме максимального объема закачки рабочего агента и добывающих скважин в режиме максимального отбора жидкости - пуском отдельных скважин или увеличением приемистости и дебита соответственно.
Скважины нагнетательного ряда и/или замкнутого контура нагнетания включают в периодическую работу в одном полуцикле через одну скважину в нагнетательном ряду и/или через один ряд замкнутого контура нагнетания.
Возможно в период осуществления на участке продуктивного пласта перемены направления фильтрационных потоков производить с поверхности земли над этим участком вибросейсмическое воздействие с частотой 0,05-150 Гц.
Для повышения эффективности процесса в нагнетательных скважинах в период их работы в режиме максимальных объемов закачки рабочего агента проводят воздействие упругими колебаниями, например скважинными забойными генераторами под действием напора кустовых насосных станций системы поддержания пластового давления.
В добывающих скважинах в период их работы в режиме максимальных отборов жидкости проводят воздействие упругими колебаниями скважинными забойными и/или устьевыми генераторами, использующими энергию и/или приводящие механизмы глубинных насосов, например штанговых.
Воздействие на продуктивный пласт переменой фильтрационных потоков и/или упругими колебаниями производят при режимах, обеспечивающих минимальные значения изменения забойного и/или пластового давления не выше давления насыщения нефти газом.
Воздействие на продуктивный пласт упругими колебаниями осуществляют скважинными забойными генераторами в нагнетательных и/или добывающих скважинах и/или одним или группой расположенных на поверхности залежи вибросейсмических источников.
Воздействие на продуктивный пласт упругими колебаниями, осуществляемыми скважинными забойными генераторами в нагнетательных и/или добывающих скважинах и/или поверхностными вибросейсмическими источниками, целесообразно производить с момента переключения нагнетательных скважин с режима минимального объема закачки рабочего агента на максимальный.
Рекомендуется дополнительно проводить сейсмоакустическую томографию продуктивного пласта, по результатам которой осуществлять начальный выбор и последующую корректировку расположения скважин и/или поверхностных вибросейсмических источников для осуществления воздействия скважинными генераторами и/или поверхностными вибросейсмическими источниками, например, поверхностные вибросейсмические источники устанавливать над участками продуктивного пласта с застойными зонами в периоды времени, соответствующие максимальным отклонениям и/или градиентам изменений давления и/или напряжений и/или над участками продуктивного пласта с аномальным распределением напряжений в геологических структурах и средах пласта.
Воздействие упругими колебаниями на участки продуктивного пласта с застойными зонами в периоды времени, соответствующие максимальным отклонениям и/или градиентам изменения давления напряжений и/или с аномальным распределениям напряжений в геологических структурах и средах, целесообразно осуществлять в период повышения энергии естественного и/или техногенного фона акустического шума в продуктивном пласте, причем указанные периоды времени желательно синхронизировать с периодом максимальной энергии естественного фона акустического шума в продуктивном пласте, вызванного, например лунным притяжением и/или или изменениями состояния жидкого ядра Земли, солнечной активности, или техногенного, например от комплекса гидроэлектростанций или природных катаклизмов (землетрясения, горные обвалы и т.п.), а также максимальной реакции продуктивного пласта на вибросейсмическое воздействие с учетом пластовых условий (пластовое и забойное давления, температура, характер насыщения, минеральный состав слагающих пласт пород и т.д.).
Воздействие на продуктивный пласт упругими колебаниями скважинными забойными генераторами в нагнетательных и/или добывающих скважинах и/или поверхностными вибросейсмическими источниками возможно осуществлять в сочетании с воздействием на него физическими полями, например тепловым, магнитным, электрическим, электромагнитным.
Упругие колебания в продуктивном пласте возможно создавать постоянно и/или периодически при регулярном воздействии в диапазоне частот 0,1-800 Гц и/или ударно-импульсном, взрывном, дилатационно-волновом воздействиях.
В качестве рабочего агента используют воду, растворители, мицеллярные растворы и/или растворы поверхностно-активных веществ.
Полезно перед осуществлением перемены направления фильтрационных потоков в добывающих скважинах произвести изоляцию водоотдающих интервалов продуктивного пласта закачкой, например гелеобразующих и/или осадкообразующих реагентов и/или предварительно произвести очистку призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин, например прокачкой через гидродинамический генератор колебаний давления воды, растворов химреагентов или углеводородных растворителей.
Решаемая предлагаемым изобретением задача и технический результат заключаются в повышении нефтеотдачи продуктивного пласта регулированием вытеснения нефти по результатам определения остаточных извлекаемых запасов нефти в дренируемых зонах и различий в уровне нефтесодержания (обводнения) продукции добывающих скважин за счет увеличения с одной стороны отбора из зон пласта с повышенными остаточными извлекаемыми запасами нефти, а с другой - снижения отбора из высокообводненных зон. Необходимость выравнивания фронта вытеснения нефти обусловлена отрицательным влиянием на нефтеотдачу повторного нефтенасыщения промытых рабочим агентом зон продуктивного пласта, что особенно вероятно при резкой дифференциации выработки запасов по площади, повышением фазовой проницаемости для воды по высокообводненным направлениям. Регламентация продолжительности полуциклов периодической работы скважин позволяет обеспечить, с одной стороны, близкую к предельной амплитуду перемены направления фильтрационных потоков, а с другой стороны - ограничить их целесообразным уровнем общего снижения пластового давления.
Синергетическому повышению технического результата заявляемого изобретения способствует комплексное сочетание перемены направления фильтрационных потоков с воздействием на продуктивные пласты упругими колебаниями в скважинах и поверхностными вибросейсмическими источниками, так как эффект распространяется на большие дренируемые запасы нефти за счет вовлечения в активную разработку слабодренируемых и застойных зон, изменения остаточной нефтенасыщенности. В полной мере преимущества такого комплексного сочетания реализуется при учете вызванного лунным притяжением, или техногенного акустического шума в пласте и пластовых условий (пластового и забойного давлений, температуры, характера насыщения, минералогического состава пород пласта и др.).
Способ осуществляют следующим образом.
Исходными данными являются схема взаиморасположения добывающих и нагнетательных скважин участка, расстояния между ними, фактические накопленные объемы добытой нефти и жидкости в пластовых условиях за прошедший период по каждой добывающей скважине с временным интервалом месяц, квартал, год. По фактическим данным подбирают характеристику вытеснения (зависимость между отборами нефти, жидкости), или комплекс характеристик, наиболее адекватно с фактическими данными описывающих процесс вытеснения нефти водой и позволяющих определять подвижные запасы нефти в дренируемой зоне отдельных скважин и их совокупности (участка). Для этих целей могут использоваться и постоянно действующие математические модели разработки. Однако для количественной оценки подвижных запасов нефти предпочтительнее использовать именно характеристики вытеснения, так как в этом случае интегрированно учитываются различия в геолого-физических параметрах пласта, изменчивости режимов и продолжительности работы каждой скважины и других факторов в той степени, в какой они влияют на объемы добываемой нефти. В математической же модели, особенно применительно к небольшим участкам продуктивного пласта, например конкретным скважинам, ввиду ее детерменированности от множества исходных параметров, величина которых в межскважинном поле содержит элемент предположительности, а в самих скважино-точках не всегда определяется прямыми измерениями, могут вноситься большие погрешности. После определения подвижных запасов нефти и данных фактической накопленной добычи нефти на текущую дату вычисляют относительные остаточные извлекаемые запасы нефти на эту дату по обводненным добывающим скважинам и участку в целом и приведенное нефтесодержание в продукции жидкости для значений относительных остаточных извлекаемых запасов нефти в каждой добывающей скважине, исходя из параметров вытеснения нефти по участку в целом по расчетным зависимостям в соответствии с видом используемой характеристики вытеснения. Затем сравнивают фактическое и приведенное нефтесодержание в продукции одной и той же скважины и выделяют добывающие скважины, в которых фактическое нефтесодержание не менее приведенного и оставляют их, а также безводные скважины (если такие имеются), в постоянной работе на режиме максимального отбора жидкости. Остальные же добывающие скважины, а также нагнетательные скважины включают в периодическую работу группами, при этом в одном полуцикле группу нагнетательных скважин включают в работу в режиме минимального объема закачки рабочего агента, а находящуюся в зоне их влияния группу добывающих скважин - в режиме максимального отбора жидкости или, наоборот, группу нагнетательных скважин включают в работу в режиме максимального объема закачки рабочего агента, а находящуюся в зоне их влияния группу добывающих скважин - в режиме минимального отбора жидкости. В следующем полуцикле режимы работ добывающих и нагнетательных скважин меняют на противоположные. Определяют продолжительность полуциклов в пределах 
, с. Результаты перемены направления фильтрационных потоков контролируют во времени и в соответствии с изменениями относительных остаточных извлекаемых запасов нефти, фактического и приведенного нефтесодержания в скважинах корректируют группирование добывающих скважин и режимы их работы. Принципиально осуществление способа не меняется, если оперировать не величинами нефтесодержания fн (фактического и приведенного), а водосодержания продукции fв (обводненности), так как fв=1-fн и следовательно в этом случае в постоянной работе на режиме максимального отбора жидкости оставляют добывающие скважины, в которых фактическое водосодержание не более приведенного, а включают в периодическую работу добывающие скважины, в которых фактическое водосодержание не менее приведенного. Понятно, что независимо от того, по какому параметру - нефтесодержанию или водосодержанию проводится группирование скважин, для одних и тех же исходных данных состав групп скважин не изменится.
Дополнительно проводят томографию участка 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 нефте-водонасыщенности, а также зон повышенной сейсмической активности.
По результатам томографии осуществляют начальный выбор и последующую корректировку расположения скважин для дальнейшего осуществления воздействия скважинными генераторами и/или поверхностными вибросейсмическими источниками. Так, поверхностные вибросейсмические источники устанавливают над участками продуктивного пласта с застойными зонами в периоды времени, соответствующие максимальным отклонениям и/или градиентам изменений давления и/или напряжений в геологических структурах и средах продуктивного пласта, причем указанные периоды времени при возможности синхронизируют с периодами повышения естественного или техногенного фона акустического шума в продуктивном пласте и с учетом пластовых условий.
В выбранных для воздействия на участок продуктивного пласта упругими колебаниями скважинах устанавливают скважинные устьевые или забойные генераторы. В действующих нагнетательных скважинах на спускаемых насосно-компрессорных трубах устанавливают гидродинамические генераторы упругих колебаний. Воздействие упругими колебаниями через забои нагнетательных скважин осуществляют в период их работы в режиме максимальных объемов закачки рабочего агента под действием напора кустовых насосных станций. В добывающих скважинах устанавливают генераторы, использующие энергию и/или приводящие механизмы глубинных насосов, например, штанговых, и проводят воздействие упругими колебаниями в период их работы в режиме максимальных объемов отборов жидкости.
Для воздействия на продуктивный пласт поверхностными вибросейсмическими источниками используют передвижные вибросейсмические платформы или вибромолоты.
С целью повышения эффективности воздействия следует комбинировать источники колебаний и в соответствии с их возможностями работать постоянно или периодически. При этом можно использовать излучатели, возбуждающие регулярные волны в диапазоне частот 0,1-800 Гц, или создавать колебания при ударно-импульсном, взрывном, дилатационно-волновом и др. воздействиях.
Воздействие упругими колебаниями можно сочетать с воздействием на продуктивный пласт другими физическими полями, например, тепловым, магнитным, электрическим, электромагнитным. При этом тепловое воздействие можно осуществлять различными известными методами, например, забойными электронагревателями, закачкой нагретого рабочего агента, закачкой тепловыделяющего состава и пр. Воздействие электрическим током 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. Воздействие магнитным полем может осуществляться как непосредственно созданием поля от магнита или их системы в приствольной зоне скважины с открытым забоем, так и путем магнитной обработки закачиваемых в продуктивный пласт воды или растворов реагентов.
На залежах с высокой послойной неоднородностью пластов до проведения перемены направления фильтрационных потоков закачивают в пласт оторочки гелеобразующих и/или осадкообразующих реагентов и/или растворы с повышенной вязкостью.
В осложненных условиях разработки, когда затруднительно обеспечивать требуемые проектные объемы закачки вытесняющего агента или отбора продукции, проводят предварительную обработку призабойных зон скважин. 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.
Пример конкретного осуществления способа.
Практическое осуществление способа проведено на участке одного из месторождений АНК “Башнефть”, включающего 4 нагнетательных и 13 добывающих скважин первой орбиты (фиг.1). Расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами - 400 м. Средняя пьезопроводность пласта 
ж=0,2850 м2/с, плотность нефти в пластовых условиях ρ н=886 кг/м3, коэффициент объемного расширения нефти b=1,05. Суммарные значения накопленных отборов жидкости и нефти по добывающим скважинам участка в период с 01.01.98 г. до 01.01.03 г. поквартально представлены в табл.1, причем показатели разработки до 01.04.02 г. относятся к периоду до осуществления перемены направления фильтрационных потоков по заявляемому способу.
| Таблица 1 | |||
| Период разработки (месяц, год) | Накопленная добыча жидкости в пластовых условиях, Qж, м3 | Накопленная добыча нефти в пластовых условиях, Qн, м3 | Отношение  |
| 12.97 | 2244901 | 623436 | 3,601 |
| 03.98 | 2293512 | 627570 | 3,655 |
| 06.98 | 2328278 | 630357 | 3,694 |
| 09.98 | 2362877 | 635412 | 3,719 |
| 12.98 | 2400722 | 638506 | 3,760 |
| 03.99 | 2444486 | 640549 | 3,816 |
| 06.99 | 2485040 | 642501 | 3,868 |
| 09.99 | 252574 | 645538 | 3,905 |
| 12.99 | 2560946 | 647554 | 3,955 |
| 04.00 | 2605125 | 649432 | 4,011 |
| 06.00 | 2647245 | 652624 | 4,056 |
| 09.00 | 2690402 | 655018 | 4,107 |
| 12.00 | 2732597 | 659058 | 4,146 |
| 03.01 | 2781878 | 662353 | 4,200 |
| 06.01 | 2828133 | 665954 | 4,247 |
| 09.01 | 2878063 | 668650 | 4,304 |
| 12.01 | 2927354 | 671915 | 4,357 |
| 03.02 | 2973133 | 675096 | 4,404 |
| 06.02 | 3022496 | 678484 | 4,455 |
| 09.02 | 3082254 | 682956 | 4,504 |
| 12.02 | 3121759 | 685620 | 4,553 |
По опыту разработки типичных нефтяных месторождений АНК “Башнефть” процесс разработки нефтяных пластов на поздней и завершающей стадиях хорошо описывается характеристикой вытеснения вида:
где Qж, Qн - накопленная добыча в пластовых условиях жидкости и нефти соответственно, м3; α и β - постоянные коэффициенты, причем величина 1/β определяет извлекаемые запасы нефти в дренируемой скважиной (скважинами) зоне при бесконечной промывке (Qж→∞), т.е. подвижные извлекаемые запасы (Qподв.).
По фактическим данным табл.1 построен график в координатах 
, Qж (фиг.2). До периода 01.04.02 г. зависимость хорошо аппроксимируется прямой линией с угловым коэффициентом β , значение которого определяется по графику как отношение разности ординат и абсцисс в двух точках линии, например 
; Qж1=2200000 м2 и 
; Qж2=2650000 м3.
Все необходимые расчетные зависимости для выбранной характеристики вытеснения, последовательность расчетов представлены в табл.2.
| Таблица 2 | ||
| Параметр | Расчетная зависимость | Вычисление параметра |
| 1 | 2 | 3 |
| Коэффициент β |  |  |
| Подвижные извлекаемые запасы нефти в дренируемой зоне, Qподв, м3 |  | Qпoдв=9.105 м3 |
| Относительные остаточные извлекаемые запасы нефти, δ , доли ед. |  |  |
| Параметр вытеснения (α +1), доли ед. |  |  |
Приведенное нефтесодержание,  , доли ед. |  | В целом для участка Для скважин, например скв.3084 (δ =0,619) |
| Прогнозная добыча нефти по участку (при Qж=3121759 м3) |  |  |
Результаты аналогичных графических построений и расчетов по скважинам в заявляемом способе представлены в табл.3
| Таблица 3 | |||||
| Номера скважин | Подвижные запасы нефти в дренируемой зоне, м3 | Добыто нефти, м3 | Относительные остаточные извлекаемые запасы в дренируемой зоне, доли ед. | Фактическое нефтесодержание, доли ед. | Приведенное нефтесодержание, доли ед. |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 2974 | 198808 | 165426 | 0,168 | 0,047 | 0,025 |
| 2975 | 73718 | 57363 | 0,222 | 0,062 | 0,044 |
| 3084 | 55645 | 21224 | 0,619 | 0,520 | 0,346 |
| 3087 | 20060 | 10167 | 0,493 | 0,290 | 0.219 |
| 3089 | 26366 | 13661 | 0,477 | 0,288 | 0,206 |
| 3174 | 57689 | 46132 | 0,200 | 0,037 | 0,036 |
| 3175 | 92955 | 77993 | 0,161 | 0,027 | 0,024 |
| 3176 | 90006 | 71047 | 0,210 | 0,061 | 0,040 |
| 3179 | 138741 | 111025 | 0,200 | 0,028 | 0,036 |
| 3183 | 57034 | 42712 | 0,251 | 0,092 | 0,057 |
| 3190 | 41850 | 33524 | 0,199 | 0,032 | 0,036 |
| 3192 | 16878 | 10376 | 0,385 | 0,340 | 0,133 |
| 3231 | 30250 | 14446 | 0,522 | 0,410 | 0,245 |
| По всем скв-нам | 900000 | 675096 | 0,250 | 0,057 | 0,057 |
Как следует из результатов расчетов, по заявляемому способу в периодическую работу целесообразно включать добывающие скважины 3179 и 3190 (величины их фактического и приведенного нефтесодержания выделены в графах 5, 6 табл.2), а остальные добывающие скважины оставляют в постоянной работе на режиме максимального отбора жидкости. В соответствии с этим с 15.05.2002 года на участке осуществлялась перемена направления фильтрационных потоков по заявляемому способу. По исходным данным (расстоянию между нагнетательными и добывающими скважинами и пьезопроводности пласта) диапазон требуемой продолжительности полуциклов составляет 
. Принято t=15 суток. Нагнетательные скважины разделены на две группы: первая группа - скважины 3173, 3177, вторая - скважины 3085, 3191, и когда первая группа нагнетательных скважин работала в режиме минимального объема закачки, то вторая - максимального. Режим работы добывающей скважины 3179 был противоположным режиму работы нагнетательных скважин 3173, 3177, а режим работы добывающей скважины 3190 - противоположным режиму работы нагнетательных скважин 3085, 3191. Перемена направления фильтрационных потоков по заявляемому способу проводилась до 31.10.02 г. Суммарные значения накопленных отборов нефти и жидкости в пластовых условиях и в период применения способа также представлены в табл.1 (до 31.12.02 г.).
На фиг.2 видно, что со второго квартала 2002 года показатели разработки участка улучшились - угол наклона β уменьшился, что свидетельствует о росте дренируемых запасов нефти, а количественно прирост добычи нефти за период с 15.05.02 года по 31.12.02 года (Δ Qн) определяется как разность между фактической накопленной добычей нефти Qфакт и прогнозной Qпpoгн. (Δ Qн=Qфакт-Qпpoгн). Прогнозная накопленная добыча нефти на фактическую накопленную добычу жидкости на 31.12.02 г., равную 3121759 м3 (табл.1), составляет 681901,4 м3 (см. п.6 табл.2). Таким образом Δ Qн=682620,0-681901,4=3718,6 м3, а в поверхностных условиях 
, что составляет 
или 35,3% суммарной добычи нефти на участке в период с 01.04.02 г. по 31.12.02 г.
На следующей стадии осуществления перемены направления фильтрационных потоков по заявляемому способу предусматривается:
Провести очистку призабойных зон в нагнетательных скважинах 3085, 3174 и в добывающих скважинах 3087, 3231 прокачкой через гидродинамический генератор колебаний раствора грязевой кислоты и нефраса. Осуществить воздействие упругими колебаниями в постоянном режиме скважинными гидродинамическими генераторами в нагнетательных скважинах 3085, 3173 и скважинными импульсными генераторами в добывающих скважинах 3084, 3192. Произвести изоляцию водоотдающих интервалов закачкой гелеобразующего реагента бутилкаучука в добывающих скважинах 2974, 3190.
Произвести вибросейсмическое воздействие на продуктивный пласт в течение 10-20 дней, установив поверхностные вибросейсмические источники между добывающими скважинами 3190 и 3176. Одновременно с этим в указанном промежутке времени осуществить воздействие упругими колебаниями на продуктивный пласт из нагнетательных скважин 3177и3191, а также из добывающей скважины 3231 с использованием скважинных электрогидравлических генераторов колебаний. Эти воздействия произвести периодически 1 раз в год в течение 3-5 лет.
1. Способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку рабочего агента в скважины нагнетательных рядов и/или замкнутых блоков нагнетания, отбор жидкости и газа из добывающих скважин, деление нагнетательных и добывающих скважин на участки и группы и физическое воздействие на продуктивные пласты, в частности перемену направления фильтрационных потоков, отличающийся тем, что предварительно определяют относительно подвижных запасов нефти в дренируемой зоне остаточные извлекаемые запасы нефти в продуктивном пласте по обводненным добывающим скважинам участка и участку в целом, вычисляют приведенное, исходя из параметров вытеснения нефти по участку в целом, нефтесодержание в продукции жидкости для значений относительных остаточных извлекаемых запасов нефти в каждой добывающей скважине, затем выделяют добывающие скважины, в которых фактическое нефтесодержание не менее приведенного для относительных остаточных запасов нефти этой скважины, и оставляют их вместе с безводными скважинами в постоянной работе на режиме максимального отбора жидкости, а остальные добывающие, а также нагнетательные скважины включают в периодическую работу группами, при этом в одном полуцикле группу нагнетательных скважин включают в работу в режиме минимального объема закачки рабочего агента, а находящуюся в зоне их влияния группу добывающих скважин - в режиме максимального отбора жидкости или, наоборот, группу нагнетательных скважин включают в работу в режиме максимального объема закачки рабочего агента, а находящуюся в зоне их влияния группу добывающих скважин - в режиме минимального отбора жидкости, а в следующем полуцикле режимы работ добывающих и нагнетательных скважин меняют на противоположные, причем группирование добывающих скважин и режимы их работы корректируют в соответствии с изменениями относительных остаточных извлекаемых запасов нефти, фактического и приведенного нефтесодержания в скважинах во времени.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что продолжительность полуциклов определяют по формуле
где t - продолжительность полуцикла, с;
l - расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами, м;
χ — пьезопроводность пласта, м2/с.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что оставляют в режиме максимального объема закачки рабочего агента нагнетательные скважины, воздействующие на добывающие скважины, имеющие максимальные относительные остаточные извлекаемые запасы нефти в дренируемой зоне.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что работу группы нагнетательных скважин в режиме минимального объема закачки рабочего агента и добывающих скважин в режиме минимального отбора жидкости осуществляют остановкой отдельных скважин или ограничением приемистости и дебита соответственно, а работу нагнетательных скважин в режиме максимального объема закачки рабочего агента и добывающих в режиме максимального отбора жидкости осуществляют пуском отдельных скважин или увеличением приемистости и дебита соответственно.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что скважины нагнетательного ряда и/или замкнутого контура нагнетания включают в периодическую работу в одном полуцикле через одну скважину в нагнетательном ряду и/или через один ряд замкнутого контура нагнетания.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что в период осуществления перемены направления фильтрационных потоков на участке продуктивного пласта с поверхности земли над этим участком производят вибросейсмическое воздействие с частотой 0,05-150 Гц.
7. Способ по п.4, отличающийся тем, что в нагнетательных скважинах в период их работы в режиме максимальных объемов закачки рабочего агента проводят воздействие упругими колебаниями, например, скважинными забойными генераторами под действием напора кустовых насосных станций системы поддержания пластового давления.
8. Способ по п.4, отличающийся тем, что в добывающих скважинах в период их работы в режиме максимальных отборов жидкости проводят воздействие упругими колебаниями скважинными забойными и/или устьевыми генераторами, использующими энергию и/или приводящие механизмы глубинных насосов, например штанговых.
9. Способ по п.8, отличающийся тем, что воздействие на продуктивный пласт переменой фильтрационных потоков и/или упругими колебаниями производят при режимах, обеспечивающих минимальные значения изменения забойного и/или пластового давления не выше давления насыщения нефти газом.
10. Способ по п.7, отличающийся тем, что воздействие упругими колебаниями на продуктивный пласт осуществляют скважинными забойными генераторами в нагнетательных скважинах и/или одним или группой расположенных на поверхности залежи вибросейсмических источников.
11. Способ по п.8, отличающийся тем, что воздействие упругими колебаниями на продуктивный пласт осуществляют скважинными забойными генераторами в добывающих скважинах и/или одним или группой расположенных на поверхности залежи вибросейсмических источников.
12. Способ по п.10 или 11, отличающийся тем, что воздействие на продуктивный пласт упругими колебаниями, осуществляемыми скважинными забойными генераторами в нагнетательных и/или добывающих скважинах и/или поверхностными вибросейсмическими источниками, производят с момента переключения нагнетательных скважин с режима минимального объема закачки рабочего агента на максимальный.
13. Способ по п.6, отличающийся тем, что дополнительно проводят сейсмоакустическую томографию продуктивного пласта, 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, например, поверхностные вибросейсмические источники устанавливают над участками продуктивного пласта с застойными зонами в периоды времени, соответствующие максимальным отклонениям и/или градиентам изменений давления и/или напряжений, и/или над участками продуктивного пласта с аномальным распределением напряжений в геологических структурах и средах пласта.
14. Способ по п.13, отличающийся тем, что воздействие упругими колебаниями на участки продуктивного пласта с застойными зонами в периоды времени, соответствующие максимальным отклонениям и/или градиентам изменения давления, напряжений, и/или с аномальным распределением напряжений в геологических структурах и средах осуществляют в период повышения энергии, вплоть до максимальной, естественного, например, вызванного лунным притяжением, изменения состояния жидкого ядра Земли, и/или техногенного фона акустического шума в пласте, и/или при физическом воздействии.
15. Способ по п.10 или 11, отличающийся тем, что воздействие упругими колебаниями на участки продуктивного пласта скважинными забойными генераторами и/или поверхностными вибросейсмическими источниками осуществляют при пластовых условиях, обеспечивающих максимальную реакцию продуктивного пласта на вибросейсмическое воздействие.
16. Способ по п.10 или 11, отличающийся тем, что воздействие упругими колебаниями на продуктивный пласт скважинными забойными генераторами в нагнетательных и/или добывающих скважинах и/или поверхностными вибросейсмическими источниками осуществляют в сочетании с воздействием на него физическими полями, например тепловым, магнитным, электрическим, электромагнитным.
17. Способ по п.10 или 11, отличающийся тем, что упругие колебания в продуктивном пласте создают постоянно и/или периодически при регулярном воздействии в диапазоне частот 0,1-800 Гц и/или ударно-импульсном, взрывном, дилатационно-волновом воздействиях.
18. Способ по п.3 или 7, отличающийся тем, что в качестве рабочего агента используют воду, растворители, мицеллярные растворы и/или растворы поверхностно-активных веществ.
19. Способ по любому из пп.1-11 и 14, отличающийся тем, что до проведения перемены направления фильтрационных потоков в добывающих скважинах производят изоляцию водоотдающих интервалов продуктивного пласта закачкой, например, гелеобразующих и/или осадкообразующих реагентов.
20. Способ по любому из пп.1-11 и 14, отличающийся тем, что до проведения перемены направления фильтрационных потоков производят очистку призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин, например прокачкой через гидродинамический генератор колебаний воды, растворов химреагентов или углеводородных растворителей.
