Способ разработки углеводородной залежи

Изобретение относится к разработке углеводородной залежи и может найти применение при проведении геолого-технических мероприятий по увеличению добычи нефти и доизвлечению углеводородов из нефтяного, нефтегазоконденсатного или газового месторождения. Обеспечивает повышение эффективности геолого-технических мероприятий по воздействию на пласт и увеличение добычи нефти. Сущность изобретения: по способу ведут отбор углеводородов через добывающие скважины и, при необходимости, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Определяют доминантные частоты источника вибросейсмического воздействия по появлению углеводородов более высокой вязкости и/или плотности, чем у добываемых из данной залежи углеводородов. Проводят вибросейсмическое воздействие на залежь с доминантной частотой в пределах определенных доминантных частот. Предварительно намечают скважины и зоны месторождения, на которых планируют проведение геолого-технических мероприятий по увеличению добычи нефти и доизвлечению углеводородов. При определении доминантных частот источника вибросейсмического воздействия устанавливают диапазон частот, в котором проявляются доминантные свойства. В районе намеченных скважин и зон месторождения проводят вибросейсмическое воздействие на залежь в диапазоне частот, в котором проявляются доминантные свойства, до появления углеводородов более высокой вязкости и/или плотности, чем у добываемых из данной залежи углеводородов. После этого, не прекращая вибросейсмического воздействия и/или после прекращения вибросейсмического воздействия в течение времени сохранения положительного влияния на увеличение эффективности геолого-технических мероприятий выполняют геолого-технические мероприятия в районе намеченных скважин и зон месторождения.

 

Изобретение относится к разработке углеводородной залежи и предназначено для повышения эффективности геолого-технических мероприятий по увеличению добычи углеводородов из нефтяного, нефтегазоконденсатного или газового месторождения.

Известен способ разработки обводненной углеводородной залежи, основанный на синхронном вибросейсмическом воздействии от группы равноудаленных наземных источников колебаний, расположенных вокруг одной из крайних к контуру месторождения добывающих скважин линейным частотно-модулированным сигналом. После повышения притока флюида вибросейсмическое воздействие проводят около другой добывающей скважины, двигаясь от контура нефтеносности к центру месторождения (Патент РФ №2057906, кл. Е 21 В 43/00, опубл.1996 г.).

Недостатками указанного способа являются отсутствие выбора эффективной частоты воздействия на пласт, отсутствие временного интервала воздействия при работе в пункте возбуждения, что влияет на эффективность и производительность.

Известен способ разработки обводненного нефтяного месторождения, основанный на вибросейсмическом воздействии на обводненный участок с неподвижной нефтяной фазой наземного источника колебаний, установленного на кусте добывающих скважин в пределах участка на доминантной частоте, определенной на основе анализа амплитудного спектра микросейсмического фона до и после воздействия, установке дополнительных источников на расстоянии друг от друга, равном диаметру эффективной зоны действия источника, и проведении вибросейсмического воздействия на доминантной частоте (Авторское свидетельство СССР №1596081, кл. Е 21 В 43/00, опубл.1990 г.).

Недостатком данного способа разработки является то, что превышение сигнала над уровнем микросейсмического фона еще не восстанавливает во многих практических случаях подвижность нефти, что не приводит к достижению цели, определение эффективной зоны действия источника как области пласта, в которой сейсмический сигнал выделяется над уровнем фона, с одной стороны, и определение ее через часть длины волны, на которую нужно переместить источник до прекращения увеличения содержания нефти в скважинной жидкости, с другой, однозначно не определяют эту зону, устанавливается непрерывное вибросейсмическое воздействие на доминантной частоте, что ведет к дополнительным затратам, использование в способе наземного вибрационного источника резко снижает промысловую эффективность способа в силу того, что большая часть энергии уносится поверхностными волнами и не достигает нефтяного пласта.

Указанные недостатки снижают эффективность восстановления подвижности защемленной нефти и приводят к снижению производительности работ.

Известен способ разработки обводненного нефтяного месторождения, согласно которому пласт вскрывают скважинами и производят добычу пластовой жидкости добывающими скважинами. На участке углеводородной залежи проводят изучение фракционного состава горной породы, слагающей нефтяной пласт, анализом кернового материала и определяют доминантную частоту пласта. Производят монтаж комплекса технических средств вибросейсмического воздействия. Он включает установку волноводного устройства в возбуждающей скважине из существующего фонда или специально пробуренную скважину и сопряжение его с наземным источником колебаний вибрационного типа с регулируемой величиной частоты колебаний и амплитуды. Осуществляют вибросейсмическое воздействие на доминантной частоте с одновременной регистрацией состава и количества добываемой жидкости и попутного газа, амплитудного спектра акустического шума и амплитуды вибросмещений горной породы в интервале продуктивного пласта, имеющего наибольшие остаточные запасы нефти. По результатам обработки амплитудного спектра акустического шума и динамики технологических показателей разработки определяют режимы оптимального вибровоздействия на залежь. Разбивают месторождение на участки эффективного действия комплекса технических средств вибросейсмического воздействия, включающего наземный источник и волноводное устройство, и монтируют на них дополнительные комплексы. Производят вибросейсмическое воздействие с одновременными периодическими закачками растворов, содержащих растворенный газ, в интервалы пласта на участках. Во время проведения вибросейсмического воздействия осуществляют обработки призабойных зон пласта, включая виброволновые, улучшающие их фильтрационные свойства. Проводят повторные сеансы вибросейсмического воздействия на данных участках до полного прекращения разработки данных участков (Патент РФ №2172819, кл. Е 21 В 43/16, опубл.2001 г.).

Известный способ позволяет отобрать из залежи основные запасы углеводородов, однако значительная часть запасов остается в залежи.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ разработки углеводородной залежи, включающий отбор углеводородов через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. В способе определяют доминантные частоты источника вибросейсмического воздействия для двух пар соседних скважин по появлению углеводородов более высокой вязкости и/или плотности, чем у добываемых из данной залежи углеводородов. На залежи формируют зоны отбора углеводородов и зоны закачки рабочего агента. Определяют текущее пластовое давление на залежи и перепады пластового давления между пропластками, вызванные закачкой и отбором. Вибросейсмическое воздействие на залежь проводят преимущественно в местах перепадов пластового давления с доминантной частотой в пределах определенных доминантных частот. Разработку залежи проводят с применением бароциклического воздействия (Патент РФ №2203401, кл. Е 21 В 43/16, опубл.2003.04.27 - прототип).

Известный способ не позволяет существенно повысить нефтеотдачу залежи вследствие того, что его применение не увязано с применением традиционно применяющихся геолого-технических мероприятий по воздействию на пласт и обычно способствующих повышению добычи нефти.

В изобретении решается задача повышения эффективности геолого-технических мероприятий по воздействию на пласт и увеличения добычи нефти.

Задача решается тем, что в способе разработки углеводородной залежи, включающем отбор углеводородов через добывающие скважины, при необходимости закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, определение доминантных частот источника вибросейсмического воздействия по появлению углеводородов более высокой вязкости и/или плотности, чем у добываемых из данной залежи углеводородов, и проведение вибросейсмического воздействия на залежь с доминантной частотой в пределах определенных доминантных частот, согласно изобретению предварительно намечают скважины и зоны месторождения, на которых планируют проведение геолого-технических мероприятий по увеличению добычи углеводородов, при определении доминантных частот источника вибросейсмического воздействия устанавливают диапазон частот, в котором проявляются доминантные свойства, в районе намеченных скважин и зон месторождения проводят вибросейсмическое воздействие на залежь в диапазоне частот, в котором проявляются доминантные свойства, до появления углеводородов более высокой вязкости и/или плотности, чем у добываемых из данной залежи углеводородов, после этого, не прекращая вибросейсмического воздействия и/или после прекращения вибросейсмического воздействия, в течение времени сохранения положительного влияния на увеличение эффективности геолого-технических мероприятий, выполняют геолого-технические мероприятия в районе намеченных скважин и зон месторождения.

Сущность изобретения

При разработке углеводородной залежи значительная часть запасов остается в залежи. Применение вибросейсмического воздействия позволяет отобрать дополнительное количество углеводородов, однако значительная часть, особенно более вязкая, чем добывается в настоящий момент, остается в залежи. В предложенном способе решается задача повышения углеводородоотдачи за счет восстановления подвижности вязкой составляющей. Задача решается следующим образом.

При разработке углеводородной залежи, например нефтяной, отбирают углеводороды через добывающие скважины и при необходимости закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины. Определяют доминантные частоты источника вибросейсмического воздействия для двух пар соседних добывающих скважин. Выбор пар скважин повышает точность определения доминантной частоты и практически полностью исключает ошибки. За доминантную частоту принимают частоту, под воздействием которой в продукции добывающей скважины появляются углеводороды, например, нефть, более высокой вязкости и/или плотности, чем у добываемых из данной залежи углеводородов. В качестве критерия определения доминантной частоты может быть использован любой показатель, являющийся производным от увеличения молекулярной массы углеводородов. Наиболее показательным является вязкость и плотность, прямо зависящие от молекулярной массы. Может также применяться измерение количества асфальтосмолопарафиновых компонентов, определение высокомолекулярной составляющей углеводородов, изменений оптических свойств добываемого флюида и т.п. Как правило, между скважинами участка разработки свойства продуктивного пласта изменяются монотонно, поэтому вибросейсмическое воздействие в промежутке между парами скважин проводят с доминантной частотой в пределах определенных доминантных частот. Проводят периодический контроль состава и количества добываемой жидкости. При контроле состава и количества добываемой жидкости контролируют дебит и динамический уровень, т.е. продуктивность скважин, а также обводненность и вязкость и/или плотность углеводородов в окружающих добывающих скважинах.

При определении доминантных частот источника вибросейсмического воздействия устанавливают диапазон частот, в котором проявляются доминантные свойства. Поскольку залежь неоднородна, в разных местах залежи доминантные частоты могут отличаться.

Отрицательное влияние различий в доминантных частотах в разных участках залежи удается сгладить применением вибросейсмического воздействия во всем диапазоне доминантных частот. Практически вибросейсмическое воздействие выполняют варьированием в пределах от минимального до максимального значения и обратно доминантных частот.

Намечают скважины и зоны месторождения, на которых планируют проведение геолого-технических мероприятий по увеличению добычи нефти и доизвлечению остаточных запасов углеводородов. В районе намеченных скважин и зон месторождения проводят вибросейсмическое воздействие на залежь в диапазоне частот, в котором проявляются доминантные свойства, до появления углеводородов более высокой вязкости и/или плотности, чем у добываемых из данной залежи углеводородов. После этого, не прекращая вибросейсмического воздействия и/или после прекращения вибросейсмического воздействия в течение времени сохранения положительного влияния на увеличение эффективности геолого-технических мероприятий, выполняют геолого-технические мероприятия в районе намеченных скважин и зон месторождения.

После прекращения вибросейсмического воздействия время сохранения положительного влияния на увеличение эффективности геолого-технических мероприятий может составлять до 8-12 месяцев. В это время наблюдается увеличенные значения эффективности геолого-технических мероприятий. Этот эффект возникает в результате образования от вибросейсмического воздействия дополнительного объема «свободных», подвижных углеводородов, которые подхватываются новыми потоками в пласте, образующимися в результате геолого-технических мероприятий. Вибросейсмическое воздействие изменяет структуру потоков в пласте, которая сохраняется в течение длительного времени. Увеличение эффекта от геолого-технических мероприятий зависит от того, есть ли достаточное количество подвижной нефти на пути этого потока.

В качестве геолого-технических мероприятий применяют интенсификационные технологии, такие как обработка призабойной зоны скважины различными кислотами, поверностно-активными веществами и их композициями, разглинизация, дострел пласта, реперфорация, перевод скважин на другие объекты эксплуатации, форсирование отбора жидкости, оптимизация режимов работы скважин, гидроразрыв пласта, и др. Для снижения обводненности добываемой продукции скважин в качестве геолого-технических мероприятий применяют водоизоляционные технологии в призабойной зоне скважины, такие как закачка водорастворимых полимеров, составов на основе жидкого стекла и пр., потокоотклоняющие технологии в пласте, например закачка в пласт полимердисперсных систем, попеременная закачка рабочих агентов различной вязкости, гидродинамические методы, такие как перевод скважин под нагнетание, циклическое заводнение, перемена направлений фильтрационных потоков, обработка пласта пульсаторами и пр. Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь месторождения Минас на территории Индонезии со следующими характеристиками: глубина продуктивного пласта - 800 м, пластовое давление 8 МПа, пластовая температура - 70°С, толщина продуктивного пласта - 75 м, пористость пласта 22%, проницаемость пласта - 300 мкм², вязкость нефти - 1,4 мПа·с, плотность нефти - 0,83 г/см³. Нефтяную залежь разрабатывают 40 лет. Ведут отбор нефти через 800 добывающих скважин и закачку рабочего агента через 150 нагнетательных скважин. Средний дебит добывающих скважин 800 м³/сут. Средняя обводненность добываемой нефти 98%. Текущий коэффициент нефтеотдачи 0,6. Определяют доминантные частоты источника вибросейсмического воздействия для двух пар соседних добывающих скважин. Расстояние между скважинами в паре составляет 400 м одна от другой. Расстояние между парами скважин составляет 4800 м. Доминантные частоты равны 13 и 15 Гц. За диапазон доминантных частот принимают частоты в диапазоне от 13 до 15 Гц. Под воздействием доминантных частот в продукции добывающей скважины появляется нефть более высокой вязкости, чем у добываемой нефти, т.е. нефть с вязкостью 3,0-4,5 мПа·с. Между парами скважин на участке разработки расположены 95 добывающих и 25 нагнетательных скважин. Отбирают нефть через добывающие скважины и закачивают рабочий агент (воду) через нагнетательные скважины.

На месторождении намечают 100 скважин для проведения геолого-технических мероприятий по увеличению добычи углеводородов за счет ограничения водопритоков. В районе намеченных скважин проводят вибросейсмическое воздействие. Вибросейсмическое воздействие проводят двумя поверхностными источником марки СВ-20/150 с усилием на грунт 18 тонн в течение 7,5 месяцев. Вибросейсмическое воздействие выполняют варьированием частоты в пределах от 13 до 15 Гц в течение суток и от 15 до 13 Гц также в течение суток. Проводят периодический контроль состава и количества добываемой жидкости. Через 6 мес после начала вибросейсмического воздействия отмечают в добываемой продукции скважин появление нефти с более высокой вязкостью, чем нефть в залежи, т.е. нефти с вязкостью 3 мПа·с. После этого продолжают вибросейсмическое воздействие еще 1,5 мес и одновременно, не прекращая вибросейсмического воздействия, выполняют геолого-технические мероприятия на 100 запланированных скважинах. Заканчивают вибросейсмическое воздействие после 7,5 мес после начала его использования, а геолого-технические мероприятия продолжают еще в течение года. При этом в течение этого года в ходе геолого-технических мероприятий отмечают увеличение их эффективности. На ряде добывающих скважин обводненность добываемой продукции снизилась с 98 до 91%, вязкость нефти увеличилась с 1,4 до 3,0-4,5 мПа·с. Эффективность геолого-технических мероприятий в 80% случаев возросла на 15-100% при среднем увеличении на 35%.

Увеличение дебитов нефти было отмечено и на скважинах в зоне вибросейсмического воздействия, но без проведения геолого-технических мероприятий. В целом дополнительная добыча нефти по месторождению увеличилась за год на 8%.

Применение предложенного способа позволит повысить углеводородоотдачу залежи.

Способ разработки углеводородной залежи, включающий отбор углеводородов через добывающие скважины, при необходимости закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, определение доминантных частот источника вибросейсмического воздействия по появлению углеводородов более высокой вязкости и/или плотности, чем у добываемых из данной залежи углеводородов, и проведение вибросейсмического воздействия на залежь с доминантной частотой в пределах определенных доминантных частот, отличающийся тем, что предварительно намечают скважины и зоны месторождения, на которых планируют проведение геолого-технических мероприятий по увеличению добычи углеводородов, при определении доминантных частот источника вибросейсмического воздействия устанавливают диапазон частот, в котором проявляются доминантные свойства, в районе намеченных скважин и зон месторождения проводят вибросейсмическое воздействие на залежь в диапазоне частот, в котором проявляются доминантные свойства, до появления углеводородов более высокой вязкости и/или плотности, чем у добываемых из данной залежи углеводородов, после этого, не прекращая вибросейсмического воздействия и/или после прекращения вибросейсмического воздействия в течение времени сохранения положительного влияния на увеличение эффективности геолого-технических мероприятий, выполняют геолого-технические мероприятия в районе намеченных скважин и зон месторождения.