Способ разработки нефтяного месторождения

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений, в особенности на поздних стадиях разработки обводненных месторождений с осложненными геологическими условиями. Обеспечивает повышение эффективности разработки с увеличением добычи нефти, текущей и конечной нефтеотдачи за счет оперативной обработки и использования полученной из геологической среды информации, связанной с динамическими процессами, происходящими в продуктивном пласте на всей площади месторождения. Сущность изобретения: способ включает геофизические исследования структуры пластов и исследования скважин, бурение добывающих и нагнетательных скважин, добычу нефти из добывающих скважин, закачку вытесняющих агентов в нагнетательные скважины и использование методов воздействия на продуктивные пласты. Предварительно регистрируют по площади месторождения сейсмоакустическую эмиссию. На основе этого устанавливают очаги сейсмоакустической активности и распределение трещиноватости по каждому продуктивному пласту. В процессе разработки регистрируют по площади сейсмоакустическую эмиссию и в реальном времени, по совокупности изменения сейсмоакустической эмиссии и показателей разработки месторождения, в частности карт изобар и обводненности скважин, определяют слабодренируемые, застойные и промытые зоны, меняют направления фильтрационных потоков, инициируют и интенсифицируют дополнительное трещинообразование в слабодренируемых и застойных зонах до уровня зарегистрированных шумов, соответствующего уровню шумов по главному вектору вытеснения. 22 з.п. ф-лы, 4 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений, и предназначается для использования как для вновь вводимых в разработку нефтяных месторождений, так и для находящихся в разработке нефтяных месторождений на любой стадии их разработки, включая конечную. Изобретение может быть успешно использовано в осложненных условиях разработки месторождений.

Известны способы контроля разработки месторождений (Патент РФ №2166630, №2135766), включающие проведение геофизических, геопромысловых исследований скважин и лабораторные исследования пластовых флюидов и пористых сред, интерпретацию геофизических исследований скважин (ГИС) и построение геологической модели пласта, математическое моделирование процессов фильтрации и моделирование состояния нефтегазонасыщенной толщи всего месторождения и протекающих в нем процессов. При реализации данных способов на основе прямых измерений достаточно точно и достоверно моделируется строение продуктивной толщи и проходящие в ней процессы лишь вблизи скважины или в околоскважинном пространстве, а также изменения ряда характеристик пород-коллекторов в процессе бурения скважин и ее эксплуатации. В межскважинном пространстве строение среды и происходящие в ней процессы прогнозируются на основе указанных моделей. Несоответствие моделируемых и реальных процессов определяет достаточно существенные отклонения прогнозируемых и получаемых в скважинах промысловых параметров (дебит, обводненность, давление и т.п.). Кроме того, получение требуемой выходной информации далеко не оперативно. Все это заметно снижает эффективность разработки, повышает степень риска принятия ошибочных управленческих решений по проведению на промысле различных мероприятий с целью повышения нефтеизвлечения.

Известен также способ разработки (Патент РФ №2244321), с контролем перемещения закачиваемых или законтурных вод при разработке нефтяных месторождений, включающий исследования вертикального сейсмического профилирования с возбуждением упругих колебаний в пунктах, расположенных на лучах, исходящих из устья скважин, регистрацией колебаний в скважинах, специальную обработку данных всех последующих наблюдений, построение сейсмологических разрезов по отраженным волнам.

Данный способ на практике недостаточно эффективен, так как его сложно осуществлять в условиях постоянно работающего промысла, кроме того, получаемые по способу оценки могут быть получены дешевле и оперативнее по промысловым данным эксплуатационных скважин.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ разработки нефтяного месторождения (Патент РФ №2067166), включающий геофизические исследования структуры пластов с установлением наличия деформированных блоков структуры и активных тектоно-деформационных зон и исследования скважин, бурение добывающих и нагнетательных скважин, добычу нефти из добывающих скважин и закачку жидкости через нагнетательные скважины и использование методов воздействия на продуктивный пласт при разработке месторождения. Способ позволяет производить выбор местоположения бурения скважин и порядок введения их в разработку на начальных и средних стадиях, но не дает надежной информации для регулирования разработки на поздних и конечной стадиях в условиях сильной истощенности и обводненности залежей. При реализации способа отсутствуют какие-либо возможности прямого контроля и мониторинга, осуществляемых методов воздействия на продуктивный пласт, что не позволяет производить эффективное регулирование процесса разработки вкупе с оптимальным воздействием на продуктивные пласты. Способ в малой степени обеспечивает увеличение текущей нефтеотдачи и не обеспечивает увеличение конечной нефтеотдачи месторождения.

Задачей изобретения является повышение эффективности разработки с увеличением добычи нефти, увеличением текущей и конечной нефтеотдачи путем получения оперативной обработки и использования полученной из геологической пластовой среды информации, прямым или косвенным образом связанной с напряженно-деформационными, флюидодинамическими и физико-химическими процессами, происходящими в продуктивном пласте на всей площади месторождения как в естественном его состоянии, так и под влиянием внешних природных и искусственных воздействий, для создания наиболее благоприятных условий для фильтрационного притока нефти к скважинам при вытеснении ее вытесняющим агентом в полях месторождения, обеспечения максимальной эффективности методов воздействия на пласты при снижении энергозатрат, расширение функциональных возможностей способа.

Для решения поставленной задачи в известном способе, включающем геофизические исследования структуры пластов и исследования скважин, бурение добывающих и нагнетательных скважин, добычу нефти из добывающих скважин, закачку вытесняющих агентов через нагнетательные скважины и использование методов воздействия на продуктивные пласты, согласно изобретению предварительно регистрируют по площади месторождения сейсмоакустическую эмиссию, на основе чего устанавливают очаги сейсмоакустической активности и распределение трещиноватости по каждому продуктивному пласту, а в процессе разработки регистрируют по площади сейсмоакустическую эмиссию и в реальном времени, по совокупности изменения сейсмоакустической эмиссии и показателей разработки месторождения, в частности карт изобар и обводненности скважин, определяют слабодренируемые, застойные и промытые зоны, меняют направления фильтрационных потоков, инициируют и интенсифицируют дополнительное трещинообразование в слабодренируемых и застойных зонах до уровня зарегистрированных шумов, соответствующего уровню шумов по главному вектору вытеснения.

При осуществлении способа оптимально с точки зрения минимизации энергетических затрат при достижении максимального охвата пластов инициировать и интенсифицировать дополнительное трещинообразование в слабодренируемых и застойных зонах воздействием на пласты физическими излучениями искусственного и/или природного характера.

Регистрацию сейсмоакустической эмиссии по площади месторождения возможно осуществлять в режиме естественного фона и/или в режиме наведенного внешним воздействием отклика среды.

Направления фильтрационных потоков целесообразно менять с использованием гидродинамических методов, в частности циклического заводнения, бурения дополнительных скважин, и/или физических методов, в частности волновых, и/или физико-химических методов, в частности закачки в пласт растворов щелочей, полимеров.

Для изменения направления фильтрационных потоков наиболее рационально корректировать плотность сетки скважин и систему разработки, организовывать новые очаги заводнения, бурить дополнительные скважины и боковые стволы, при этом устанавливать взаимоположение добывающих и нагнетательных скважин относительно направления трещиноватости в элементах разработки, обеспечивающее преимущественно перпендикулярное к простиранию трещин вытеснение нефти, в частности в рядном элементе разработки нагнетательные скважины, в том числе горизонтальные и боковые стволы, располагать по линии направления трещиноватости, а добывающие, в том числе горизонтальные скважины и боковые стволы, - параллельно данной линии.

При регистрации по площади месторождения сейсмоакустической эмиссии целесообразно выявлять составляемые кольцеобразными структурами субвертикальные кон- и/или постседиментсионные зоны трещинообразования, проникающие из глубин кристаллического фундамента в коллектор нефтегазового пласта, и инициировать в них дополнительное трещинообразование.

Для получения важной информации о процессах, происходящих в областях источников и стоков фильтрационных полей месторождения, целесообразно дополнительно к регистрации сейсмоакустической эмиссии по площади месторождения осуществлять регистрацию сейсмоакустической эмиссии в околоскважинной зоне продуктивного пласта и анализ ее сигналов в реальном времени, например, методами идентификации и исследования по временным рядам нелинейных динамических систем для оценки метастабильности напряженно-деформационного состояния и трещиноватости горной среды локальных участков околоскважинного пространства продуктивного пласта.

При этом регистрацию сейсмоакустической эмиссии в околоскважинных зонах продуктивного пласта и анализ ее сигналов в реальном времени возможно использовать для экспресс-мониторинга различных технологических процессов при воздействии на призабойную зону и пласт из скважин, например операций гидроразрыва пласта, виброволнового воздействия в сочетании с депрессиями и репрессиями.

В процессе бурения скважин, в особенности в зонах повышенной трещиноватости и напряженности среды, для обеспечения высокого качества и исключения возможных аварий, например выбросов буровых труб, целесообразно одновременно производить запись и фрактальный анализ поступающих из разбуриваемой среды сигналов акустической эмиссии и/или электромагнитных эмиссионных сигналов, на основании чего осуществлять контроль процесса бурения и назначать его режимные операции, в частности замену буровых инструментов или регулирование характеристик бурового раствора.

По совокупности изменения сейсмоакустической эмиссии по площади в разных зонах месторождения возможно устанавливать распределение нефте- и водонасыщенности в пластах.

При осуществлении способа рационально дополнительное трещинообразование в слабодренируемых и застойных зонах инициировать и интенсифицировать воздействием на пласты физическими излучениями с возбуждением и распространением в геологической среде волн упругих колебаний и/или импульсных волновых пакетов упругих колебаний и/или электромагнитных волн и/или импульсов.

При этом для снижения энергозатрат и максимального развития эффектов по объему залежи воздействие на пласты физическими излучениями оптимально проводить постоянно или периодически, в периоды времени, сопряженные с действием на геологическую среду глобальных геопланетарных факторов, например с действием лунно-солнечных приливов и отливов или пульсаций ядра Земли.

Воздействие на пласты физическими излучениями с возбуждением и распространением в геологической среде волн упругих колебаний и/или импульсных волновых пакетов упругих колебаний рационально осуществлять одновременно или попеременно из скважин и с поверхности залежи.

При воздействии физическими излучениями с возбуждением и распространением в геологической среде волн упругих колебаний и/или импульсных волновых пакетов упругих колебаний на пласты из скважин в них целесообразно одновременно проводить комплекс технических мероприятий по устранению скин-эффекта и повышению гидродинамической связи с пластом, например виброволновые обработки призабойных зон в сочетании с циклами репрессии и депрессии на пласт и физико-химическими воздействиями.

При воздействии на пласты физическими излучениями, с возбуждением и распространением в геологической среде волн упругих колебаний и/или импульсных волновых пакетов упругих колебаний, оптимально выбирать доминантные частоты возбуждения в геологической среде волн упругих колебаний и/или частоты следования импульсных волновых пакетов в диапазоне 20-500 Гц.

Для достижения высокой эффективности при минимальных энергетических затратах воздействие физическими излучениями на пласты с возбуждением и распространением в геологической среде волн упругих колебаний и/или импульсных волновых пакетов упругих колебаний оптимально осуществлять с параметрами колебательного ускорения и колебательного смещения, превышающими соответственно значения 0,1-0,5 м/с² и 0,1-1,0 мкм.

Доминантные частоты возбуждения в геологической среде волн упругих колебаний и/или частоты следования импульсных волновых пакетов возможно определять на основе анализа регистрируемых сигналов сейсмоакустической эмиссии, например узкополосной фильтрацией и выделением низкочастотной огибающей записи шумов.

При реализации способа закачку вытесняющих агентов в нагнетательные скважины целесообразно проводить в комплексе с воздействием на призабойные зоны и пласты физическими и/или физико-химическими методами с закачкой агентов и реагентов требуемого в соответствии с геолого-физическими условиями назначения.

При регистрации по площади месторождения сейсмоакустической эмиссии и установлении очагов сейсмоакустической активности целесообразно обрабатывать сейсмическую информацию в реальном времени и использовать фокусирующее преобразование сейсмического волнового поля.

Для регистрации по площади месторождения сейсмоакустической эмиссии и установления очагов сейсмоакустической активности целесообразно использовать не менее двух апертур приема, разнесенных между собой на расстоянии не менее 2000 м, при этом размер апертуры определять по формуле:

где Д - диаметр, λ - длина волны, λ=V·T, где V - скорость, Т - период, L - расстояние от центра апертуры до наиболее удаленной точки обзора, причем количество каналов приема в каждой апертуре выбирать не менее 100.

При обработке сейсмической информации и использовании фокусирующего преобразования сейсмического волнового поля оптимально фокусирование осуществлять в точки сетки исследуемой площади на глубину целевого горизонта, с выбором размера ячейки:

а результаты обработки представлять в реальном времени в виде 4-мерного поля распределения источников сейсмической эмиссии в исследуемом объеме геосреды.

При реализации способа дополнительно к регистрации по площади месторождения сейсмоакустической эмиссии для установления распределения трещиноватости в отдельных зонах по объему пласта целесообразно применять метод сейсмолокации бокового обзора скважин (СЛБО).

Также при реализации способа дополнительно к регистрации по площади месторождения сейсмоакустической эмиссии для установления распределения трещиноватости по каждому продуктивному пласту возможно использовать методы обработки аэрокосмических снимков высокого разрешения.

Вышеуказанные отличительные от прототипа признаки предложенного способа определяют возникновение нового качества разработки нефтяных месторождений, связанного с созданием непрерывного энергоинформационного взаимодействия в режиме обратной связи с геологической средой пласта в процессе вытеснения нефти под влиянием различных внутренних факторов и внешнего воздействия, при оптимальном учете особенностей строения геологической среды, что обеспечивает заявляемому способу получение нового технического результата, изложенного в задаче изобретения.

Предлагаемый способ не вытекает из существующего уровня техники, и его отличительные признаки отличаются от существенных признаков известных способов разработки нефтяных месторождений.

Сущность предлагаемого изобретения заключается в следующем.

Наиболее важные на всех этапах разработки нефтяных месторождений флюидодинамические процессы во многом определяются изменениями геодинамических параметров горной среды: напряженно-деформационного состояния, микро- и макротрещиноватости, дилатансией и др. Таким образом характер развития флюидодинамических процессов по площади и объему залежей можно оценивать по одному из указанных параметров геодинамики. В качестве данного параметра выбирается трещиноватость - основной информационный параметр, характеризующий фильтрационные свойства пород. Геодинамические процессы влияют на флюидодинамику, в основном, через изменение трещиноватости, определяя фильтрационные характеристики коллектора и формируя главное направление потоков пластовых флюидов.

Информативными параметрами процессов, связанных с возникновением и схлопыванием открытых трещин, изменением их формы, размеров и т.д., являются сигналы сейсмоакустической эмиссии (САЭ). При этом сейсмические волны, спонтанно возникающие в процессе САЭ, могут быть зарегистрированы стандартными аппаратурными средствами, а используемые при цифровой обработке специальные преобразования, например фокусирующее преобразование (ФП) сейсмического волнового поля, позволяет локализовать очаги САЭ в исследуемом объеме геосреды.

Геологическая интерпретация очагов САЭ заключается в их идентификации не только с участками геосреды, где произошло изменение открытой трещиноватости - возникновение и схлопывание трещин, их рост и изменение формы, направления и т.д., но и с участками среды с повышенным модулем градиента механических напряжений, где повышенное излучение САЭ обусловлено метастабильной стадией накопления микротрещиноватости без образования открытых трещин повышенной проницаемости. Динамика распределения очагов САЭ по площади месторождения позволяет контролировать не только важные флюидодинамические процессы разработки, например, продвижение фронта вытеснения нефти водой, изменение направления флюидопотоков при искусственном заводнении, формирование застойных (слабодренируемых) зон, но и различные процессы влияния внешних природных факторов (Лунные и Солнечные гравитационные приливы - отливы, колебания полюсов Земли, землетрясения), и искусственных воздействий - нестационарного гидродинамического, вибросейсмического воздействия, гидроразрыва пласта и т.п.

Согласно изобретению предварительно регистрируют по площади месторождения сейсмоакустическую эмиссию, на основе чего устанавливают очаги сейсмоакустической активности и распределение трещиноватости по каждому продуктивному пласту. Данная информация совместно с имеющейся нефтепромысловой информацией позволяет обозначить границы зон изменений флюидонасыщенности пластовой среды, участки залежей с еще невыработанными запасами, определить препятствующие вытеснению нефти метастабильные экраны - локальные участки повышенных механических напряжений, обусловленные особенностями литологии блочной структуры пластов или возникшие в процессах разработки, а также позволяет выбрать необходимые мероприятия по изменению режимов разработки и назначению методов воздействия на целевые зоны месторождения.

В процессе разработки регистрируют по площади сейсмоакустическую эмиссию и по результатам обработки информации в реальном времени прослеживают возникающие изменения распределения и интенсивности слабодренируемых, застойных и промытых зон, при этом для обеспечения прогрессирующей динамики полезных изменений меняют в целевых областях направления фильтрационных потоков, инициируя и интенсифицируя также с применением других методов воздействия на пластовую среду дополнительное трещинообразование в нужных зонах, добиваясь уменьшения и устранения невыработанных зон и в целом повышения нефтеотдачи месторождения. При этом контролирующим фактором, показывающим достижение в реальном времени требуемого результата воздействия, является развитие в обрабатываемой зоне уровня шумов САЭ (амплитудного, спектрального и фрактального), соответствующего уровню шумов САЭ для развитого открытого трещинообразования по главному вектору вытеснения. Таким образом, при реализации способа в ходе разработки непрерывно контролируется и регулируется процесс вытеснения нефти для достижения потенциально достижимого коэффициента нефтеотдачи месторождения.

Изменение направления фильтрационных потоков не только является важнейшим гидродинамическим фактором расформирования зон с низкой и нулевой скоростью фильтрации нефти, но и способствует инициированию и интенсифицированию трещинообразования под действием возникающих при этом изменений градиентов напряжений вплоть до образования открытых трещин в метастабильных экранах застойных зон. Для усиления и максимального развития процессов трещинообразования на пласты воздействуют физическими излучениями искусственного и/или природного характера, которые можно вызывать при возбуждении с поверхности месторождения или из забоев скважин, например упругих и/или электромагнитных волн и/или импульсных волновых пакетов, при развитии дилатационно-волновых явлений в околоскважинных зонах и пластах. Достигая зоны воздействия даже при относительно малых уровнях интенсивности, данные излучения производят возмущения механическихнапряжений, оказывающие триггерное влияние на напряженную геологическую пластовую среду, что вызывает совокупность взаимообуславливающих процессов: укрупнение и слияние микротрещин, усиление и изменение характера САЭ, образование открытой для фильтрации трещиноватости, расформирование метастабильного экрана застойной зоны с релаксацией повышенных напряжений в нем.

Кроме того, при воздействии на пласты физическими излучениями, например упругими колебаниями в нефтеводонасыщенной пористой среде, возникает ряд полезных фильтрационных эффектов, в частности, происходит мобилизация рассеянной, неподвижной в обычных условиях остаточной нефти и ее вовлечение в фильтрационные потоки по пласту.

Для обеспечения максимальной глубины и эффективности воздействия на пласты выбирают доминантные частоты возбуждения в геологической среде волн упругих колебаний и/или частоты следования импульсных волновых пакетов в диапазоне 20-500 Гц. Существование доминантных низких частот возбуждения объясняется особенностями физических процессов при возникновении и распространении акустической эмиссии.

Энергия реакции среды по САЭ может превосходить энергию триггерного воздействия на среду в 10²-10³ раз, и геофизическая среда сейсмически активна в полной аналогии с оптически активными средами. Отдельный высокочастотный импульс (коротковолновой пакет) акустической эмиссии является результатом микродеструкции элемента среды, а САЭ происходит из эволюции импульсов акустической эмиссии на всем пути распространения - нелинейного суммирования и взаимодействия элементарных возмущений среды по сейсмически активной среде. Взаимодействие с активной средой и подпитывание энергией сдвигает максимум спектрального распределения интенсивности реакции среды к низким частотам - возникает низкочастотное модулирование шумового сигнала САЭ. Частоты модулирования - доминантные частоты можно определить, в частности, узкополосной фильтрацией и выделением огибающей записи шумов САЭ. При распространении упругих волн доминантных частот по геологической среде происходит максимальное проявление триггерного эффекта воздействия и достигается максимальная дальность воздействия.

Ввиду заметного влияния на амплитуду и характер САЭ вышеотмеченного воздействия физическими излучениями, а также многих других внешних факторов, например изменения пластового давления при закачках-откачках жидкостей и газов или изменения температуры, регистрацию сейсмоакустической эмиссии по площади месторождения можно эффективно осуществлять и в пассивном режиме естественного фона, и в режиме наведенного внешним воздействием отклика среды, который не только проявляет внутреннее состояние площадной зоны по исследуемым по способу параметрам пласта, но и свидетельствует о результативности проведенного внешнего воздействия.

Отклик геологической среды на внешнее воздействие (интенсивность и характер наведенной САЭ) показывает существенную обнаруженную нами зависимость проявления триггерных эффектов от характера насыщенности геологической пластовой среды, что позволяет в предлагаемом способе при регистрации САЭ по площади месторождения, применяя обработку сигналов шумов, например комплексированием спектрального, Вейвлет и фрактального анализов, по совокупности изменения САЭ по площади в разных зонах месторождения устанавливать распределение нефте- и водонасыщенности в пластах.

При регистрации по площади месторождения сейсмоакустической эмиссии по характеру распределения очагов САЭ по глубине объема пластов, в определенных условиях можно выявлять составляемые кольцеобразными структурами субвертикальные кон- и/или постседиментсионные зоны трещинообразования, проникающие из глубин кристаллического фундамента в коллектор нефтегазового пласта. Данные зоны могут быть связаны с дополнительными притоками мантийной нефти в пласты месторождения, которые перекрыты метастабильными "экранами" уплотненных пород. При целевом инициировании в них дополнительного трещинообразования осуществляется "подпитка" пластов и получение из них добавочной нефти при разработке.

Для оптимальной организации изменения фильтрационных потоков и применения методов воздействия на пласты важной является информация о состоянии областей источников и стоков фильтрационных полей месторождения - околоскважинных зон продуктивных пластов. Для этого предусмотрена дополнительная регистрация САЭ в данных зонах, ее обработка методами идентификации, исследования нелинейных динамических систем и непрерывное графическое представление результатов в реальном времени, которые проявляют текущее напряженно-деформационное состояние локальных околоскважинных участков продуктивного пласта. Данные операции могут также использоваться для экспресс-мониторинга различных технологических процессов при воздействии на призабойную зону (ПЗП) и пласт из скважин, а также при контроле процессов бурения скважин. Например, при гидроразрыве пласта можно определять наиболее благоприятные моменты времени для включения максимальной мощности подачи жидкости разрыва, диагностировать глубину развивающихся трещин и оценивать асимметрию и преимущественное направление их развития.

Способ осуществляют следующим образом.

По нефтяному месторождению или выбранному отдельному участку проводят подготовительные работы для осуществления регистрации САЭ по площади: рекогносцировка местности для выбора оптимального места расположения площадной системы приема сейсмического локатора, монтаж площадной системы приема и регистрации сейсмических волновых пакетов (СВП) с топографической привязкой пунктов приема на местности, проведение опытных работ по выбору оптимальных условий приема и регистрации сейсмических волн (из внутренних точек геосреды), определение оптимальных размеров апертур сейсмического локатора, определение оптимальных параметров группирования геофонов на пункте приема, а также фильтрации и усиления при регистрации, проведение опытных работ по определению корректирующих статических поправок в пункты приема.

На первом этапе проводят регистрацию САЭ по площади и осуществляют обработку поступающей сейсмической информации с выявлением очагов сейсмической активности и картированием распределения трещиноватости.

С использованием полученных данных, а также с привлечением имеющейся нефтепромысловой информации определяют целевые участки для осуществления дальнейших операций по способу. На месторождениях, находящихся в разработке, определяют слабодренируемые, застойные и промытые зоны. Назначают совокупность мероприятий для осуществления изменения направления потоков фильтрации в целевых зонах и применения методов внешнего воздействия на пласт - выбирают скважины для воздействия и/или пункты размещения поверхностных виброисточников для возбуждения упругих волн.

При необходимости бурят дополнительные скважины.

Проводят обработку полученных по площади сигналов естественной или наведенной внешним воздействием САЭ геологической среды пластов и определяют доминантные частоты возбуждения упругих волн для воздействия на пласты. В выделенных скважинах при необходимости проводят промыслово-геофизические исследования, изучение кернов.

Обустраивают участок нефтяной залежи для осуществления способа. В скважинах монтируют подземное оборудование - забойные генераторы или импульсные устройства. В действующих нагнетательных скважинах на устье монтируют специальные автоматизированные задвижки, на спускаемых насосно-компрессорных трубах устанавливают гидродинамические или газодинамические генераторы упругих колебаний, электродинамические импульсные генераторы или другие генерирующие устройства. В добывающих скважинах устанавливают импульсные устройства, использующие энергию глубинных насосов, например штанговых, или мощные импульсные электродинамические устройства, питаемые по кабелю с устья скважины. При необходимости на выбранных пунктах поверхности размещают передвижные вибросейсмические платформы, вибромолоты, передающие энергию по направлению к объекту через заглубленные под рыхлые поверхностные грунты анкерные скважины, МГД-генераторы электромагнитных импульсов или другие источники возбуждения физических излучений и волн.

На втором этапе меняют направления фильтрационных потоков, инициируют и интенсифицируют дополнительное трещинообразование в слабодренируемых и застойных зонах, одновременно осуществляют регистрацию САЭ по площади месторождения с обработкой поступающей сейсмической информации в реальном времени, выявлением непрерывно происходящих изменений в распределении очагов сейсмической активности и трещиноватости, при этом используют также текущую нефтепромысловую информацию, например по картам изобар и обводненности. По наблюдающимся изменениям осуществляют оптимальное регулирование разработки с применением комплекса операций изменений направления фильтрационных потоков и внешних воздействий на пласты - корректируют параметры циклического нестационарного заводнения по выбору скважин и режиму, изменяют режимы воздействия физическими излучениями и меняют скважины и пункты их возбуждения, назначают применение физико-химического метода с выбором агентов и реагентов.

Контролируют уровень изменений САЭ и по достижению на целевом объекте уровня САЭ, соответствующего уровню главного вектора вытеснения на площади месторождения или участка, продолжают процесс разработки до достижения требуемых показателей нефтеизвлечения.

В результате проводимых операций с организацией непрерывного энергоинформационного взаимодействия в режиме обратной связи с геологической средой в пластах поддерживают оптимальный по распределению фильтрационных полей и охвату пластов режим вытеснения нефти с предотвращением и устранением образования слабодренируемых участков и застойных зон. Кроме того, при воздействии на пласты упругими волнами происходит мобилизация рассеянной, неподвижной в обычных условиях остаточной нефти и ее вовлечение в фильтрационные потоки по пласту. По связанным с данными зонами скважинам и в целом по месторождению инициируется повышенный приток добавочной нефти с повышением коэффициента нефтеотдачи.

Пример осуществления способа.

Приводим пример осуществления способа на двух участках месторождения с трудноизвлекаемыми запасами.

Для данных участков самостоятельными объектами разработки являются пласты песчаников терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК) - II, IVo, IV, V, VIo^1-2, VIo³, VI и карбонатов среднего карбона каширского, верейского горизонтов и башкирского ярусов. Основным по продуктивности и запасам объектом является ТТНК. Средняя нефтенасыщенная толщина пластов 0,8-2,2 м; пористость - 0,18-0,24; проницаемость от 0,09 мкм² до 1,34 мкм² (пласт VI). Плотность нефти в пластовых условиях 887,0-910,0 кг/м³, вязкость 13-34 мПа·с, давление насыщения - 7,0 МПа, глубина до кровли пластов 1250-1300 м. В каширском горизонте нефтеносны пористо-трещиноватые известняки и доломиты толщиной до 4,4 м, пористостью 14%, проницаемостью 0,01 мкм². В башкирском ярусе нефтенасыщены пористые прослои суммарной толщиной до 10,5 м и пористостью 0-13%, средняя проницаемость 0,05 мкм². В известняках верейского горизонта пористость 11-15%, проницаемость - 0,06 мкм².

Обводненность продукции по ТТНК - 92%,по среднему карбону - 70%.

На первом выбранном для осуществления способа участке месторождения среднего карбона башкирского яруса провели работы по выбору оптимального места расположения площадной системы приема сейсмического локатора с определением его апертур, по монтажу и настройке площадной системы приема для регистрации и обработки получаемых сейсмических волновых пакетов САЭ по методике пассивной сейсмолокации очагов эмиссии (СЛОЭ) Института Новых Нефтегазовых Технологий РАЕН (ИННТ) с применением фокусирующего преобразования сейсмических волновых полей. Далее по полученным результатам полевой регистрации САЭ в совокупности с показателями разработки (обводненность скважин, пластовое давление и др.), по состоянию на начало проводимых работ получено распределение трещиноватости, проведена диагностика застойных зон и изолинией обводненности 50% (весовой), оконтурены слабодренируемые зоны, из которых наиболее значительная по размерам располагается в районе добывающих скважин (скв.) №2574 и №2674. На фиг.1а приведена схема расположения очага нагнетательных скважин с распределением слабодренируемых зон и трещиноватости по пласту, полученная на начало применения способа.

Для активизации разработки слабодренируемых зон по способу осуществляли комплекс работ по изменению направлений фильтрационных потоков и воздействия на пласт упругими колебаниями для инициирования и интенсификации дополнительной трещиноватости с применением гидродинамических генераторов комплекса "СТРЭНТЭР" и установок УНИС Научно-Производственного Предприятия "Ойл-Инжиниринг". В нагнетательных скв. №2576, 2508 и №2675 после проведения виброволновых обработок с целью очистки ПЗП с применением гидродинамических генераторов ГД2В-4 были установлены на трубах НКТ генераторы для постоянной работы ГД2В-Ш, работающие от напора кустовых насосных станций (КНС), в добывающих скв. №2574, 4918 и №2674 были установлены импульсные установки УНИС, работающие совместно со штанговыми насосами. Для изменения направления фильтрационных потоков применили циклическое (нестационарное) заводнение при периодической работе нагнетательных скв. №2508, 2572, 2576, 2676 и добывающей скв. №2509. В процессе периодической работы данных скважин, одновременно с воздействием на пласт с возбуждением упругих волн и импульсов, производилась текущая регистрация САЭ по площади участка и оценка изменений в распределении трещиноватости, а также оценивалась нефтепромысловая информация по пластовому давлению и обводненности.

По контролю результата воздействия было достигнуто развитие в обрабатываемых зонах уровня САЭ (по комплексному амплитудному, спектральному и фрактальному анализу), соответствующего регистрируемому уровню по направлению от скв. №2676 к скв. №2678, где реализуется главный вектор вытеснения.

На фиг.1б приведена схема очага нагнетательных скважин с распределением слабодренируемых зон и трещиноватости по пласту, полученная по истечении шести месяцев после начала работ по способу.

На фиг.2 приведена характеристика Пирвердяна по добывающим скв. №2574, 2676, иллюстрирующая прирост дополнительной добычи нефти. В результате по добывающим скв. №2574 и №2674 дополнительно добыто 3521 тонн нефти при сокращении объемов добычи жидкости. В целом по выделенному участку дополнительно добыто 3680 тонн нефти за этот период.

На втором выбранном участке месторождения терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК) провели аналогичный описанному для первого участка комплекс подготовительных работ и регистрацию САЭ по площади с применением сейсмических локаторов по методике СЛОЭ. По результатам сейсмоакустической локации очагов эмиссии с выделением зон трещиноватости в совокупности с показателями разработки скважин проверено наличие застойных зон и изолинией обводненности 50%, оконтурены слабодренируемые зоны, образованные недостаточным воздействием от нагнетательной скв. №1413. На фиг.3а приведена схема расположения скважин участка с распределением слабодренируемых зон и трещиноватости по пласту на начало применения способа. При наличии на участке только одной нагнетательной скважины предложено для полноценного изменения фильтрационных в объеме пласта и инициирования трещиноватости организовать дополнительный очаг нагнетания. Для уточнения распределения трещиноватости проведены мероприятия сейсмолокации бокового обзора (СЛБО) вблизи скв. №2759. В результате скв. №2759 была назначена для перевода под нагнетание с одновременным проведением мероприятий по возбуждению упругих волн из данной скважины и возбуждению упругих волн и импульсов из добывающих скв. №4260, 4245 и №4261. Для осуществления способа в скв. №2759 было проведено освоение под нагнетание с применением комплексного виброволнового воздействия на ПЗП с использованием гидродинамических генераторов ГД2В-3 и струйного насоса ИС-3 комплекса "СТРЭНТЭР". До освоения данной скважины и в процессе его проведения проводилась регистрация сейсмоакустической эмиссии в пластовой зоне скв. №2759 с использованием колонны скважины в качестве звукового канала одновременно со спектрофрактальным анализом ее сигналов в реальном времени с использованием программно-измерительного комплекса на основе компьютера-ноутбука. Данный экспресс-анализ позволил внести оперативные поправки в режимы и операции воздействия при обработке ПЗП и показал достижение положительных изменений напряженно-деформационного состояния, трещиноватости и насыщенности горной среды околоскважинного пространства скв. №2759. Далее в данной скважине установили гидродинамический генератор для постоянной работы ГДВ2-Ш и производилась закачка воды в данную скважину. В скв. №4260, 4245 и №4261 был осуществлен монтаж установок УНИС и одновременно с работой штанговых насосов производилось воздействие на пласт с возбуждением упругих импульсов. В ходе закачки воды и воздействия из скважин осуществлялся контроль изменения распределения очагов САЭ и трещиноватости.

По контролю результата воздействия было достигнуто развитие в обрабатываемых зонах уровня САЭ (по комплексному амплитудному, спектральному и фрактальному анализу), соответствующего ранее регистрируемому уровню по направлению от скв. №1413 к скв. №2759, где реализовывался главный вектор вытеснения.

На фиг.3б показана схема расположения скважин с изменением слабодренируемых зон и развитием дополнительной трещиноватости спустя шесть месяцев после начала воздействия. На фиг.4 приведена характеристика Пирвердяна, показывающая прирост дополнительной нефти по очагу нагнетательных скв. №1413 и №2579. Проведенные по способу мероприятия позволили дополнительно добыть в течение 6 месяцев более 1033 тонн нефти за счет оптимизации разработки.

Использование изобретения в осложненных условиях эксплуатации месторождений позволяет увеличить текущую добычу нефти от 20 до 30%, увеличить конечную нефтеотдачу на 7-20% при сокращении капитальных затрат и материальных ресурсов на 20-40%.

1. Способ разработки нефтяного месторождения, включающий геофизические исследования структуры пластов и исследования скважин, бурение добывающих и нагнетательных скважин, добычу нефти из добывающих скважин, закачку вытесняющих агентов в нагнетательные скважины и использование методов воздействия на продуктивные пласты, отличающийся тем, что предварительно регистрируют по площади месторождения сейсмоакустическую эмиссию, на основе чего устанавливают очаги сейсмоакустической активности и распределение трещиноватости по каждому продуктивному пласту, а в процессе разработки регистрируют по площади сейсмоакустическую эмиссию и в реальном времени по совокупности изменения сейсмоакустической эмиссии и показателей разработки месторождения, в частности карт изобар и обводненности скважин, определяют слабодренируемые, застойные и промытые зоны, меняют направления фильтрационных потоков, инициируют и интенсифицируют дополнительное трещинообразование в слабодренируемых и застойных зонах до уровня зарегистрированных шумов, соответствующего уровню шумов по главному вектору вытеснения.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительное трещинообразование в слабо-дренируемых и застойных зонах инициируют и интенсифицируют воздействием на пласты физическими излучениями искусственного и/или природного характера.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что регистрацию сейсмоакустической эмиссии по площади месторождения осуществляют в режиме естественного фона и/или в режиме наведенного внешним воздействием отклика среды.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что направления фильтрационных потоков меняют с использованием гидродинамических методов, в частности циклического заводнения, бурения дополнительных скважин и/или физических методов, в частности волновых, и/или физико-химических методов, в частности, закачки в пласт растворов щелочей, полимеров.

5. Способ по п.1 или 4, отличающийся тем, что для изменения направления фильтрационных потоков корректируют плотность сетки скважин и систему разработки, организуют новые очаги заводнения, бурят дополнительные скважины и боковые стволы, при этом устанавливают взаимоположение добывающих и нагнетательных скважин относительно направления трещиноватости в элементах разработки, обеспечивающее преимущественно перпендикулярное к простиранию трещин вытеснение нефти, в частности в рядном элементе разработки нагнетательные скважины, в том числе горизонтальные, боковые стволы располагают по линии направления трещиноватости, а добывающие, в том числе горизонтальные скважины и боковые стволы, - параллельно данной линии.

6. Способ по п.3, отличающийся тем, что при регистрации по площади месторождения сейсмоакустической эмиссии выявляют составляемые кольцеобразными структурами субвертикальные кон- и/или постседиментсионные зоны трещинообразования, проникающие из глубин кристаллического фундамента в коллектор нефтегазового пласта и инициируют в них дополнительное трещинообразование.

7. Способ по п.3, отличающийся тем, что дополнительно к регистрации сейсмоакустической эмиссии по площади месторождения осуществляют регистрацию сейсмоакустической эмиссии в околоскважинной зоне продуктивного пласта и анализ ее сигналов в реальном времени, например, методами идентификации и исследования по временным рядам нелинейных динамических систем, для оценки метастабильности, напряженно-деформационного состояния и трещиноватости горной среды локальных участков околоскважинного пространства продуктивного пласта.

8. Способ по п.7, отличающийся тем, что регистрацию сейсмоакустической эмиссии в околоскважинных зонах продуктивного пласта и анализ ее сигналов в реальном времени используют для экспресс-мониторинга различных технологических процессов при воздействии на призабойную зону и пласт из скважин, например операций гидроразрыва пласта, виброволнового воздействия в сочетании с депрессиями и репрессиями.

9. Способ по п.4, отличающийся тем, что в процессе бурения скважин одновременно производят запись и фрактальный анализ поступающих из разбуриваемой среды сигналов акустической эмиссии и/или электромагнитных эмиссионных сигналов, на основании чего осуществляют контроль процесса бурения и назначают его режимные операции, в частности замену буровых инструментов или регулирование характеристик бурового раствора.

10. Способ по п.1, отличающийся тем, что по совокупности изменения сейсмоакустической эмиссии по площади в разных зонах месторождения устанавливают распределение нефте- и водонасыщенности в пластах.

11. Способ по п.2, отличающийся тем, что дополнительное трещинообразование в слабодренируемых и застойных зонах инициируют и интенсифицируют воздействием на пласты физическими излучениями с возбуждением и распространением в геологической среде волн упругих колебаний и/или импульсных волновых пакетов упругих колебаний, и/или электромагнитных волн, и/или импульсов.

12. Способ по п.2, отличающийся тем, что воздействие на пласты физическими излучениями проводят постоянно или периодически в периоды времени, сопряженные с действием на геологическую среду глобальных геопланетарных факторов, например, с действием Лунно-Солнечных приливов и отливов.

13. Способ по п.11, отличающийся тем, что воздействие на пласты физическими излучениями с возбуждением и распространением в геологической среде волн упругих колебаний и/или импульсных волновых пакетов упругих колебаний осуществляют одновременно или попеременно из скважин и с поверхности залежи.

14. Способ по п.13, отличающийся тем, что при воздействии физическими излучениями с возбуждением и распространением в геологической среде волн упругих колебаний и/или импульсных волновых пакетов упругих колебаний на пласты из скважин в них одновременно проводят комплекс технических мероприятий по устранению скин-эффекта и повышению гидродинамической связи с пластом, например виброволновые обработки призабойной зоны в сочетании с циклами репрессии и депрессии на пласт и физико-химическими воздействиями.

15. Способ по п.11, отличающийся тем, что при воздействии на пласты физическими излучениями с возбуждением и распространением в геологической среде волн упругих колебаний и/или импульсных волновых пакетов упругих колебаний выбирают доминантные частоты возбуждения в геологической среде волн упругих колебаний и/или частоты следования импульсных волновых пакетов в диапазоне 20-500 Гц.

16. Способ по п.11, отличающийся тем, что воздействие на пласты физическими излучениями с возбуждением и распространением в геологической среде волн упругих колебаний и/или импульсных волновых пакетов упругих колебаний осуществляют с параметрами колебательного ускорения и колебательного смещения, превышающими соответственно значения 0,1-0,5 м/с и 0,1-1,0 мкм.

17. Способ по п.15, отличающийся тем, что доминантные частоты возбуждения в геологической среде волн упругих колебаний и/или частоты следования импульсных волновых пакетов определяют на основе анализа регистрируемых сигналов сейсмоакустической эмиссии, например узкополосной фильтрацией и выделением низкочастотной огибающей записи шумов.

18. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку вытесняющих агентов в нагнетательные скважины проводят в комплексе с воздействием на призабойные зоны и пласты физическими и/или физико-химическими методами с закачкой агентов и реагентов требуемого в соответствии с геолого-физическими условиями назначения.

19. Способ по п.3, отличающийся тем, что при регистрации по площади месторождения сейсмоакустической эмиссии и установлении очагов сейсмоакустической активности обрабатывают сейсмическую информацию в реальном времени и используют фокусирующее преобразование сейсмического волнового поля.

20. Способ по п.1, отличающийся тем, что для регистрации по площади месторождения сейсмоакустической эмиссии и установления очагов сейсмоакустической активности используют не менее двух апертур приема, разнесенных между собой на расстоянии не менее 2000 м, при этом размер апертуры определяют по формуле:

где Д - диаметр;

λ - длина волны,

λ=V·T,

где V - скорость;

Т - период;

L - расстояние от центра апертуры до наиболее удаленной точки обзора, причем количество каналов приема в каждой апертуре выбирают не менее 100.

21. Способ по п.19, отличающийся тем, что при обработке сейсмической информации и использовании фокусирующего преобразования сейсмического волнового поля фокусирование осуществляют в точки сетки исследуемой площади на глубину целевого горизонта, с выбором размера ячейки:

а результаты обработки представляют в реальном времени в виде 4-мерного поля распределения источников сейсмической эмиссии в исследуемом объеме геосреды.

22. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно к регистрации по площади месторождения сейсмоакустической эмиссии для установления распределения трещиноватости в отдельных зонах по объему пласта применяют метод сейсмолокации бокового обзора скважин.

23. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно к регистрации по площади месторождения сейсмоакустической эмиссии для установления распределения трещиноватости по каждому продуктивному пласту используют методы обработки аэрокосмических снимков высокого разрешения.