Способ разработки углеводородной залежи с физическим воздействием на геологическую среду
Изобретение может быть использовано в нефтегазовой промышленности при разработке нефтяных, нефтегазовых, газовых, газоконденсатных и газогидратных месторождений. Обеспечивает повышение эффективности разработки с увеличением отборов нефти, текущей и конечной нефтеотдачи пластов путем оперативного выявления участков аномально-деформированного состояния горных пород, установления мониторинга и корректировки параметров воздействия с учетом геолого-физических параметров пластов, физико-химических свойств и фазового состояния насыщающих их флюидов. Способ включает добычу пластовых флюидов через добывающие скважины, выделение зон аномального напряженно-деформационного состояния горных пород, воздействие на них возмущениями механических напряжений на предварительно выявленных доминантных частотах. Согласно изобретению выявляют локальные аномальные участки по аномально высоким дебитам скважин и накопленным отборам нефти и/или жидкости, и/или газа, и/или естественной акустической эмиссии продуктивного пласта. На выявленные локальные аномальные участки производят циклическое воздействие возмущениями механических напряжений на доминантных частотах. Предварительную продолжительность циклов воздействия устанавливают по изменению уровня сейсмоакустической эмиссии продуктивного пласта от ее фонового значения и/или по времени релаксации растворимости выделившегося при воздействии газа, и/или по изменению динамограмм в добывающих скважинах, эксплуатируемых штанговыми насосами, и/или по изменению газового фактора и компонентного состава газа в реагирующих добывающих скважинах и не менее продолжительности, соответствующей максимальному значению выделившегося из пластовых жидкостей газа. Предварительные промежутки между циклами воздействия устанавливают меньшими времени релаксации растворимости выделившегося газа. Затем производят корректировку доминантных частот и параметров воздействия по изменению фазовых состояний пластовых флюидов в добывающих скважинах и/или дебитов добывающих скважин, и/или по изменению уровня сейсмоакустической эмиссии продуктивного пласта. При этом общее время процесса, включающего циклы и промежутки между ними, выбирают до прекращения реагирования добывающих скважин. 22 з.п. ф-лы, 2 табл., 4 ил.
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам разработки углеводородных месторождений с физическим воздействием на геологическую среду, и может быть использовано для различных месторождений - нефтяных, нефтегазовых, газовых, газоконденсатных, газогидратных и в первую очередь - для месторождений с осложненными условиями разработки.
Известен способ разработки газоконденсатного и нефтяного пластов (патент РФ 1144448, МПК Е21В 43/24, опубл. БИ 94.02.15), включающий направленное воздействие упругими колебаниями инфразвукового диапазона частот на предварительно выявленные в разрабатываемой залежи зоны повышенного давления в сочетании с тепловым воздействием. Способ предусматривает построение карты месторождения с выделением на ней зон повышенного давления, которые определяют акустическим методом, с последующим воздействием на указанные зоны от поверхностного источника колебаний. Эффективность способа повышается, если одновременно с воздействием упругими волнами на зону повышенного давления в эту зону закачивают горячий флюид преимущественно при прохождении через нее полуволны разрежения. Это приводит не только к снижению вязкости нефти, но и увеличению пористости, вызванному как раскрытием пор в полупериод волны разрежения, так и их расклиниванием за счет принудительного поступления в поры флюида в полупериод волны сжатия.
Недостатком способа является то, что он предусматривает воздействие лишь на отдельные зоны повышенного давления залежи, а не на центр зоны аномального напряженно-деформационного состояния горных пород всего месторождения и/или всей зоны нефтегазонакопления, а также предполагает дополнительное тепловое воздействие. Это снижает эффективность способа, повышает энергозатраты и длительность воздействия. Несмотря на возможность эффекта его трудно прогнозировать и управлять им.
Известен способ разработки месторождений углеводородов, предполагающий бурение скважин, отбор из них флюидов, определение центра зоны современного аномального напряженно-деформационного состояния пород ловушки углеводородов и воздействие на него упругими волнами (патент РФ №2191889, МПК Е21В 43/16, опубл. БИ 2002.10.27). Известный способ позволяет оказывать влияние на изменение полей механических напряжений в зонах аномального напряженного состояния, но его эффективность по достижению притока добавочной нефти по фильтрационным полям пласта к скважинам мала, в особенности для истощенных и обводненных залежей. Известен также способ разработки нефтяного месторождения (Патент РФ №2067166, МПК Е21В 43/20, опубл. БИ 96.09.27), 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, и способ разработки месторождений углеводородов, предполагающий бурение скважин, отбор из них флюидов, определение центра зоны современного аномального напряженно-деформационного состояния пород ловушки углеводородов и воздействие на него упругими волнами (патент РФ №2191889, МПК Е21В 43/16, опубл. в БИ 2002.10.27). Известные способы позволяют производить выбор местоположения бурения скважин и порядок введения их в разработку на начальных и средних стадиях, но не позволяют производить эффективное регулирование процесса разработки в совокупности с оптимальным воздействием на продуктивные пласты и не обеспечивают увеличение конечной нефтеотдачи месторождения.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ разработки углеводородной залежи с физическим воздействием на геологическую среду по пат. РФ №2268996, МПК Е21В 43/16, опубл. в БИ 2006.01.27, согласно которому в геологических средах, подстилающих продуктивный пласт, вплоть до глубин кристаллического фундамента и более, выявляют составляемые протяженными в плане инверсионными кольцеобразными структурами субвертикальные зоны кон- и/или постседиментационного трещинообразования, проникающие из глубин кристаллического фундамента в коллектор нефтегазового пласта. По углеводородной залежи выделяют скважины, зоны дренирования которых связаны с данными субвертикальными зонами, и/или пробуривают дополнительные скважины, проникающие в данные зоны. Осуществляют на данные субвертикальные зоны воздействие возмущениями механических напряжений в диапазоне частот, соответствующих временным фрактальным процессам трещинообразования и динамической перестройки структуры данных субвертикальных зон с колебательными амплитудными параметрами смещения и ускорения, превышающими пороговые значения возникновения триггерных эффектов воздействия. Однако для эффективного воздействий возмущениями механических напряжений первостепенным является не вообще выявление субвертикальных зон кон- и/или постседиментационного трещинообразования, проникающих из глубин кристаллического фундамента и скважин, связанных с такими зонами, а тех из них, где имеются практические свидетельства проявления глубинной "подпитки" залежи углеводородами, например скважин с аномально высокими дебитами и накопленными отборами нефти и/или газа. Кроме того, результаты воздействия возмущениями механических напряжений зависят как от фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов, так и физико-химических свойств и фазовых состояний насыщающих флюидов, проявлений релаксации и гистерезиса. Поэтому параметры воздействия, в частности волнами упругих колебаний, необходимо устанавливать с учетом этих факторов.
Задачей изобретения является повышение эффективности разработки с увеличением отборов нефти, текущей и конечной нефтеотдачи пластов, путем оперативного выявления участков аномально-деформированного состояния горных пород, установления мониторинга и корректировки параметров воздействия с учетом геолого-физических параметров пластов, физико-химических свойств и фазового состояния насыщающих их флюидов, обеспечивающих эффективное использование природного энергетического потенциала литосферы на залежах, в том числе разрабатываемых на естественном режиме истощения.
Для решения поставленной задачи в известном способе разработки углеводородной залежи с физическим воздействием на геологическую среду, включающем добычу пластовых флюидов через добывающие скважины, выделение зон аномального напряженно-деформационного состояния горных пород, воздействие на них возмущениями механических напряжений на предварительно выявленных доминантных частотах, согласно изобретению выявляют локальные аномальные участки по аномально высоким дебитам скважин и накопленным отборам нефти и/или жидкости, и/или газа, и/или естественной акустической эмиссии продуктивного пласта, на выявленные локальные аномальные участки производят циклическое воздействие возмущениями механических напряжений на доминантных частотах, предварительную продолжительность циклов воздействия устанавливают по изменению уровня сейсмоакустической эмиссии продуктивного пласта от ее фонового значения и/или по времени релаксации растворимости выделившегося при воздействии газа, и/или по изменению динамограмм в добывающих скважинах, эксплуатируемых штанговыми насосами, и/или по изменению газового фактора и компонентного состава газа в реагирующих добывающих скважинах и не менее продолжительности, соответствующей максимальному значению выделившегося из пластовых жидкостей газа, а предварительные промежутки между циклами воздействия устанавливают меньшими времени релаксации растворимости выделившегося газа, затем производят корректировку доминантных частот и параметров воздействия по изменению фазовых состояний пластовых флюидов в добывающих скважинах и/или дебитов добывающих скважин и/или по изменению уровня сейсмоакустической эмиссии продуктивного пласта, при этом общее время процесса, включающего циклы и промежутки между ними, выбирают до прекращения реагирования добывающих скважин.
Возможно дополнительно на залежи производить закачку рабочего агента, например воды, в нагнетательные скважины.
Внутри локальных аномальных участков, преимущественно на их периферии, целесообразно выявлять области с невыработанными запасами, например посредством построения геолого-математической модели и/или карт остаточных нефтенасыщенных толщин пластов, обводненности и/или по изменению сейсмоакустической эмиссии на локальных аномальных участках, а внутри областей с невыработанными запасами определять местоположение точек вибросейсмического воздействия с нисходящими градиентами давления в направлении добывающих скважин, например по картам изобар.
При этом можно для усиления и максимального развития процессов трещинообразования в качестве циклических возмущений механических напряжений использовать вибросейсмическое и/или электромагнитное, и/или виброволновое, и/или акустическое, и/или импульсное воздействие с поверхности залежи и/или с использованием забойных излучателей и/или гидродинамическое, и/или физико-химическое, и/или тепловое воздействия.
Забойные генераторы устанавливают в добывающих и/или в нагнетательных скважинах, причем в качестве забойных генераторов возможно использование гидродинамических, акустических, электроискровых, газодинамических, электродинамических, термогазохимических, термогазодинамических, взрывомагнитных.
На забоях скважин могут быть установлены импульсные и/или волновые, и/или насосные установки.
Циклические вибросейсмическое и/или электромагнитное воздействия на локальные аномальные участки рационально осуществлять одновременно или попеременно с поверхности залежи и/или из скважин.
Целесообразно для минимизации энергетических затрат циклическое воздействие возмущениями механических напряжений на доминантных частотах производить на участках с максимальной дифференциацией остаточных запасов нефти по разрезу расчлененного пласта и/или пластов, объединенных в один объект разработки.
Локальные аномальные участки оптимально определять по естественной и/или наведенной сейсмоакустической эмиссии.
Полезно осуществлять мониторинг различных технологических процессов при циклическом воздействии возмущений механических напряжений на призабойную зону и пласт из скважин, основанный на регистрации сейсмоакустической эмиссии в околоскважинной зоне продуктивного пласта и анализе ее сигналов в реальном времени.
Локальные аномальные участки возможно определять по взаимодействию скважин при скачкообразных изменениях режимов их работы, имеющихся за прошедший период разработки, или целенаправленно создаваемых в пласте с последующей статистической обработкой их взаимосвязи, определением и сравнением времени запаздывания сигнала, коэффициентов пьезопроводности проводимости пласта по направлениям, при этом в качестве режимных параметров для статистической обработки взаимодействия скважин выбирают приемистость в нагнетательных скважинах, дебиты жидкости, нефти и обводненность продукции в добывающих скважинах, а скачкообразное изменение режимных параметров работы нагнетательных и добывающих скважин производить пуском, остановкой скважин, увеличением и уменьшением приемистости или дебита жидкости соответственно. Статистическую обработку взаимодействия нагнетательной и окружающих добывающих скважин можно производить по зависимости относительного объема закачки воды в нагнетательную скважину с относительным объемом добычи жидкости, а также с обводненностью добывающей скважины или по относительным объемам добычи жидкости, нефти, обводненности, при этом относительные объемы закачки воды в нагнетательные скважины, относительные объемы добычи жидкости, нефти в добывающих скважинах определять в долях единицы к их максимальному значению за период анализируемого взаимодействия скважин, включающий промежуток времени до скачкообразного изменения режима работы скважин продолжительностью не менее одного дискретного шага между замерами режимных параметров скважин, который выбирают соответствующим периодичности формирования базы данных по режимным параметрам, а продолжительность работы скважины на скачкообразно измененном режиме устанавливают сопоставимой со временем запаздывания сигнала. Коэффициент пьезопроводности по направлению возможно определить по зависимости
, где χ - коэффициент пьезопроводности пласта, м2/с; R - расстояние между взаимодействующими скважинами, м; t3 - время запаздывания по направлению, с, а проводимость пласта по направлению определяют по зависимости 
, где κ - проницаемость пласта, мкм2; μ - вязкость пластовой жидкости, Па·с; m - пористость пласта, доли ед., βж и βс - коэффициенты сжимаемости пластовой жидкости и породы пласта соответственно, 1/Па.
Распределение водо- и нефтенасыщенности в пластах возможно устанавливать по совокупности изменения сейсмоакустической эмиссии по площади в разных зонах пласта.
Для снижения энергозатрат и максимального развития эффектов по объему залежи воздействие на пласты возмущениями механических напряжений 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.
Доминантные частоты возбуждения оптимально выбирать в диапазоне 3-500 Гц.
В качестве локальных аномальных участков можно выбирать кольцевые субвертикальные участки, проникающие из глубин кристаллического фундамента в коллекторы нефтегазовых пластов, и/или участки пластов с остаточным нефтенасыщением, образованные за счет смыкания микротрещин при падении пластового давления, и/или участки пластов вблизи сводов структур и/или на периклиналиях и/или на крыльях структур.
В случае разработки газогидратной залежи целесообразно воздействовать возмущениями механических напряжений одновременно или попеременно с физическим воздействием и/или с теплоносителями, и/или с химическими агентами.
На газовой залежи продолжительность циклов воздействия целесообразно устанавливать не менее продолжительности, соответствующей максимальному изменению содержания стабильного конденсата, а промежутки времени между циклами - меньшими времени релаксации содержания стабильного конденсата.
Вышеуказанные отличительные от прототипа признаки предложенного способа определяют получение нового качества разработки нефтяных месторождений - оперативное получение достоверной информации о наличии на месторождении аномальных участков напряженно-деформационного состояния и циклическое воздействие на эти участки возмущениями механически напряжений с учетом релаксационных и гистерезисных параметров пласта и свойств флюидов. Получение в аномальных участках напряженно-деформационного состояния образований локальной трещиноватости вызывает перераспределение трещиноватости в удаленных частях пласта.
Сущность способа заключается в следующем.
Зоны аномального напряженно-деформационного состояния горных пород представлены участками разломной тектоники (кольцевые зоны, разломы и т.д.) и локальными аномальными участками с предельно напряженным состоянием горных пород и насыщающих их флюидов. Локальные аномальные участки возникают в процессе разработки залежи нефти или обусловлены особенностями литологии блочной структуры пластов.
В этих участках пластовая система находится в наиболее метастабильном состоянии. Поэтому сейсмоакустическое воздействие даже малой интенсивности (10 Вт/м и менее) и тем более воздействие физическими излучениями, которые можно вызывать при возбуждении с поверхности месторождения и/или из забоев скважин, например упругих и/или электромагнитных волн и/или импульсных волновых пакетов, способно вызвать различные полезные эффекты, вплоть до триггерных эффектов, сопровождающихся активным трещинообразованием и перестройкой упругой среды. Происходит разупрочнение структурных связей в жидкостях, увеличение подвижности и срыв в сочетании с градиентами давления подвижной части связанной воды и нефти, ускорение фильтрации нефти, дегазация пластовых жидкостей, изменение полей напряжений, перераспределение и создание новых микротрещин в продуктивных пластах и, как следствие этого, увеличение фазовой проницаемости, вовлечение в разработку застойных зон в сочетании с гидродинамическими методами, вовлечение остаточной рассеянной нефти в фильтрационные течения, изменение подвижных запасов нефти. Все это приводит к повышению охвата пластов заводнением и увеличению коэффициента вытеснения, а следовательно, повышению нефтеотдачи пластов. По предлагаемому способу локальные аномальные участки по площади залежи выявляют по высоким дебитам и накопленным отборам нефти и/или жидкости, и/или газа в скважинах и/или геофизическими методами. Воздействие возмущениями механических напряжений влияет на напряженно-деформационное состояние пласта, на фильтрационно-емкостные параметры породы пласта, физико-химические свойства и фазовое состояние насыщающих его флюидов (вязкость, поверхностное натяжение, выделение газовой фазы и др.). Поэтому в разработанном способе доминантные частоты и параметры воздействия механическими возмущениями выбирают по изменению совокупности параметров их влияния на параметры продуктивного пласта, свойства и фазовое состояние флюидов. Критерием оценки и корректировки интегрального влияния являются изменения дебитов скважин, фазовых состояний, например выделение газовой фазы и/или энергетического уровня сейсмической эмиссии продуктивного пласта. Важным условием для получения технологического эффекта и минимизации затрат является учет релаксационных и гистерезисных проявлений параметров пласта и свойств флюидов, преимущественно с достижением гистерезисных явлений газовыделения и трещинообразования. В предложенном способе факторы релаксации фильтрационно-емкостных параметров пласта и гистерезиса фазового состояния флюидов учитываются непосредственно при установлении продолжительности циклов воздействия возмущениями механических напряжений и промежутков между ними. Под действием сейсмоакустических волн происходит, как известно, дегазация пластовых флюидов. После прекращения воздействия спустя определенный промежуток времени (время релаксации) устанавливается равновесная концентрация. При сочетании определенных пластовых условий и интенсивности сейсмоакустических колебаний процессы дегазации могут происходить вплоть до установления нового значения равновесной концентрации, которое всегда меньше равновесной концентрации газа без воздействия, т.е. имеет место так называемая релаксация растворимости газа. Вследствие релаксации растворимости газа небольшая часть газа, выделившегося из пластовых флюидов, остается в продуктивном пласте в свободном состоянии в виде микропузырьков, совершая при этом полезную работу по вытеснению нефти к забоям добывающих скважин. Вследствие этого при многоцикловом воздействии возмущениями механических напряжений на нефтяную залежь повышается эффективность извлечения нефти. Под пластовыми флюидами понимаются вода, нефть, газ, растворенный в жидкости, газ в свободном состоянии и газогидраты. Причисление последних к флюидам является обоснованным, поскольку воздействие возмущениями механических напряжений в сочетании с различными агентами способствует переходу их в жидкое или газообразное состояние. Достигаемые при воздействии возмущениями механических напряжений положительные изменения параметров пласта, физико-химических свойств и фазового состояния флюидов применительно к увеличению дебитов, накопленных отборов нефти и/или газа, коэффициента нефтеотдачи в достаточной степени могут быть реализованы в находящихся внутри локальных аномальных участков невыработанных зон с нисходящим, в направлении от точек воздействия до добывающих скважин, градиентом давления.
Способ осуществляют последовательностью следующих технологических операций.
На углеводородной залежи для детального изучения геологического строения продуктивных пластов по площади и разрезу проводят сейсморазведочные съемки и по их результатам выявляют зоны тектонических подвижек, вызывающих напряженно-деформационное состояние пород пласта. В этих зонах выявляют локальные наиболее аномальные участки по аномально высоким дебитам скважин и накопленным отборам нефти и/или жидкости, и/или газа и/или изменению сейсмоакустической эмиссии продуктивных пластов. В случае отсутствия в пределах нефтяной залежи тектонических подвижек и связанных с ними разломов пород пласта, а также отсутствия влияния на залежь тектонических подвижек, находящихся далеко за ее пределами, выявляют локальные аномальные участки также по аномально высоким дебитам скважин и накопленным отборам нефти и/или жидкости, и/или газа и/или изменением сейсмоакустической эмиссии продуктивных пластов. Локальные аномальные участки можно также выделять по взаимодействию скважин при скачкообразных изменениях режимов их работы, имеющихся за прошедший период разработки залежи или целенаправленно создаваемых в пласте, с последующими статистической обработкой их взаимосвязи, определением и сравнением времени запаздывания сигнала, коэффициентов пьезопроводности и проводимости по направлениям.
Анализом выработки запасов нефти посредством построения геолого-математической модели и/или карт остаточных нефтенасыщенных толщин пластов, обводненности и/или по изменению сейсмоакустической эмиссии возможно внутри локальных аномальных участков выявить области с невыработанными запасами, а внутри них - местоположение точек воздействия возмущениями механических колебаний с нисходящими градиентами давления в направлении окружающих добывающих скважин, например по карте изобар.
В выбранных точках производят циклическое воздействие возмущениями механических напряжений на предварительно выявленных доминантных частотах. Предварительную продолжительность циклов воздействия устанавливают по изменению совокупности геолого-физических параметров продуктивного пласта, физико-химических свойств и фазовых состояний насыщающих его флюидов с учетом теоретических, экспериментальных и опытных работ и/или по специальным компьютерным программам, а продолжительность промежутков между циклами устанавливают в соответствии с временем релаксации фазовых состояний флюидов после прекращения воздействия. Корректировку доминантных частот и параметров воздействия в процессе работы производят по изменению фазовых состояний и/или дебитов добывающих скважин.
Доминантные частоты, продолжительность циклов воздействия возмущениями механических напряжений и промежутков между ними могут определяться и корректироваться в процессе воздействия также по изменению энергетического уровня сейсмоакустической эмиссии от фонового значения, измеряемой по методике института новых нефтегазовых технологий РАЕН, установкой датчиков на поверхности залежи и/или в скважинах и/или по изменению динамограмм в добывающих скважинах, эксплуатируемых штанговыми насосами. Сейсмоакустическое воздействие на продуктивные пласты осуществляют с использованием мощных наземных сейсмовибраторов. Сейсмоакустические волны в продуктивных пластах можно получить за счет подачи с поверхности залежи мощных импульсов электрического тока, создаваемых наземными магнитогидродинамическими (МГД) генераторами (электромагнитное воздействие). При использовании в качестве объекта воздействия залежей с трудноизвлекаемыми запасами (низкая проницаемость, неоднородность пластов) и глубокозалегающими пластами целесообразно производить одновременно или попеременно сейсмоакустическое и электромагнитное воздействия.
Возможно воздействие также на законтурную зону для снижения гидродинамического сопротивления окаймляющей контур нефтеносности поверхности, обусловленного процессами окисления нефти, образования осадков и др. при постоянном контакте с водой.
При осуществлении воздействия возмущениями механических напряжений на газовых залежах параметры воздействия устанавливают и контролируют по фильтрационно-емкостным параметрам пласта и компонентному составу добываемого газа, включая содержание стабильного конденсата.
Пример осуществления способа
Приводим пример осуществления способа на одном из участков залежи с трудноизвлекаемыми запасами, продуктивные пласты которого (VIi-VIs) представлены песчаниками терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК). Глубина залегания пластов - 1100-1200 м, средняя нефтенасыщенная толщина - 3,1-5,1 м; пористость - 0,22-0,23; начальная нефтенасыщенность - 0,86; проницаемость от 0,200 до 1,300 мкм2; вязкость нефти в пластовых условиях - 25-30 мПа·с; плотность нефти в пластовых условиях - 0,890 т/м3; начальное пластовое давление - 13,5 МПа; давление насыщения нефти газом - 4,5 МПа; коэффициент сжимаемости нефти 12·10-10 1/Па, коэффициент сжимаемости пород пласта 3·10-10 1/Па.
Был выбран участок для вибросейсмического воздействия из 10 скважин, в том числе одной нагнетательной.
На фиг.1 приведена карта обводненности по участку вибросейсмического воздействия, на фиг.2 - карта изолиний текущего пластового давления по участку, на фиг.3 - динамограмма добывающей скважины: а) - до вибросейсмического воздействия, б) и в) - после вибросейсмического воздействия через 14 суток и 31 сутки, а на фиг.4 - характеристика вытеснения по участку.
На выбранном участке по данным сейсморазведки выделена зона напряженно-деформационного состояния горных пород в виде полосы (фиг.1). По данным эксплуатации скважин выделенной зоны за предшествующий период локальными аномальными участками по высоким дебитам и накопленным отборам нефти, определенным по компьютерной программе, имеющейся у авторов, являются районы скв.5 и скв.8, непосредственно примыкающие к полосе напряженно-деформационного состояния пород пласта (табл.1).
| Таблица 1 | |||
| №№ добывающих скважин | Средний дебит нефти за отработанное время, т/сут | Накопленная добыча нефти, тыс.т | Доля скважины в суммарной добыче нефти по участку, % |
| 2 | 2,6 | 16,632 | 3,20 |
| 3 | 6,5 | 43,438 | 8,4 |
| 4 | 2,7 | 6,812 | 1,3 |
| 5 | 27,9 | 202,787 | 43,1 |
| 6 | 3,6 | 26,802 | 5,2 |
| 7 | 1,5 | 9,082 | 1,8 |
| 8 | 24,3 | 170,371 | 33,0 |
| 9 | 2,8 | 20,645 | 4,0 |
| Итого | 516,569 | 100,0 |
Для повышения надежности выделения локальных аномальных участков дополнительно определялись параметры взаимосвязи нагнетательной скв.1 с добывающими скважинами 2, 5, 6, 9 за предшествующий воздействию период продолжительностью 6 месяцев с месячным дискретным шагом. Исходной точкой периода является пуск нагнетательной скв.1 после ремонта с приемистостью, в 2, 3 раза большей, чем до ремонта.
В качестве параметров взаимосвязи приняты:
- коэффициент корреляции между относительным объемом закачки в нагнетательную скважину и объемом добычи жидкости в окружающих добывающих;
- коэффициент корреляции между относительным объемом закачки в нагнетательную скважину и обводненностью окружающих добывающих;
- время запаздывания, определяемое как промежуток времени в единицах дискретного шага, при сдвиге на который достигается максимальный коэффициент корреляции по рассматриваемым показателям. В нефтепромысловой практике значимыми считаются коэффициенты корреляции не менее 0,7.
В табл.2 представлены результаты расчетов по компьютерной программе.
| Таблица 2 | |||||||
| №№ добывающих скважин | Расстояние от нагнетательной скв.1 | Взаимосвязь между относительным объемом закачки и объемом добычи жидкости | Взаимосвязь между относительным объемом закачки и обводненностью | Параметры пласта между нагнет. скв.1 и добывающими скв. | |||
| коэфф. корреляции | время запаздывания, мес | коэфф. корреляции | время запаздывания, мес | коэффициент пьезопроводности, м2/с | проводимость пласта, мкм2/Па·с | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 2 | 350 | 0,96 | 1 | 0,94 | 1 | 0,021 | 11,8 |
| 5 | 760 | 0,85 | 2 | 0,74 | 2 | 0,049 | 27,5 |
| 6 | 580 | 0,9 | 2 | 0,7 | 2 | 0,029 | 16,3 |
| 9 | 1050 | 0,83 | 1 | 0,91 | 1 | 0,188 | 105,6 |
Из этих расчетов следует, что скв.2 и 9 реагируют на изменение возмущающей нагнетательной скв.1 с близким временем запаздывания, т.е. между ними находится полоса повышенной проводимости.
Это подтверждается анализом состояния разработки, который показывает, что основные остаточные невыработанные запасы содержатся в пределах оконтуренного изолинией 50%-ой обводненности участка скв.6, 7, 8 (см. фиг.1). Имея в виду охват количества скважин воздействием, а также геометрию участка с невыработанными запасами, равнозначные условия для местоположения источника поверхностного вибросейсмического воздействия имеются между скв.6 и 7 или 6 и 8. Однако согласно карте распределения текущего пластового давления (фиг.2), если разместить источник вибросейсмического воздействия между скважинами 6 и 8, то нисходящий градиент давления, т.е. вытеснение нефти, обеспечивается лишь в направлении одной скв.8, в то время как при расположении источника воздействия между скважинами 6 и 7 - в направлении скв.3, 6, 8, 9, 10. Поэтому согласно изобретению точка воздействия выбрана на расстоянии 200 м от скв.6 (половина расстояния по линии скв.6-7).
В качестве виброисточников для воздействия возмущениями механических колебаний на залежь использовались передвижные сейсмовибраторы MERTZ М/26, развивающие максимальное усилие 27 тонн и работающие в диапазоне частот 7-250 Гц. Доминантную частоту определяли по максимальному «отклику» пласта скважинным прибором АВВ-400, спущенным в интервал перфорации скв.7, которая составила 14 герц. Исходя из этого выбран рабочий диапазон частот сейсмовибраторов в диапазоне 8-20 герц, длина свин-сигнала - 1 минута.
С использованием имеющейся у авторов компьютерной программы по изменению совокупности фильтрационно-емкостных параметров продуктивного пласта VI и физико-химических свойств и фазового состояния пластовой нефти и газа также предварительно установлены необходимые продолжительности циклов воздействия - 15 суток и промежутков между циклами - 27 суток в соответствии со временем релаксации растворимости газа после прекращения вибросейсмического воздействия.
Для контроля за процессом воздействия и корректировки его параметров перед началом работ на скв.6 установлена газокаротажная станция, а на скв.7, эксплуатируемой установкой скважинного штангового насоса, снята контрольная динамограмма (Фиг.3а).
В процессе воздействия пробы попутного газа отбирались с помощью специального дегазатора с выкидной линии скважины и анализировались на хроматографе ХГ-1Г.
По результатам анализа проб попутного газа общее содержание углеводородных компонент повысилось с 0,15% в начале воздействия до 20-30% через 14 суток. Компонентный состав углеводородных компонент C1-C5 также существенно менялся. До воздействия содержание тяжелых компонент в пробе газа составляло 70-75%, метана - 2-3%, а содержание метана скачкообразно повышалось и в конце составило почти 100%.
На основе предварительно определенных местоположения и параметров воздействия практическое воздействие проводилось синхронно 2-мя сейсмовибраторами компании MERTZ М/26, развивающими усилие 27 тонн.
На динамограмме скв.7 отмечается скачкообразное влияние газа (фиг.3б) через 14 суток.
После 14 суток воздействия его прекратили и продолжали проводить мониторинг процесса по изменению динамограммы и углеводородного состава попутного газа. Через 31 сутки после прекращения воздействия по динамограмме в скв.7 влияние газа отсутствует (фиг.3в), а содержание метана в попутном газе из скв.6 значительно снизилось. Таким образом, по фактическим данным первого цикла воздействия время релаксации растворимости газа составляет 31 сутки.
С учетом этого в последующих циклах параметры воздействия откорректировали и провели с продолжительностью воздействий 16 суток и промежутков между ними - 29 суток. В последующем было проведено еще 2 цикла с продолжительностью по 45 суток. Общее время трех циклов воздействия составило 135 суток.
Для повышения эффективности разработки участка одновременно с вибросейсмическим воздействием с поверхности в нагнетательную скважину 1 спустили на НКТ гидродинамический генератор ГД2 В-Ш, постоянно работающий от напора КНС, а добывающие скважины 5 и 10 оборудовали импульсными установками УНИС, работающими совместно со штанговыми насосами.
Продолжительность воздействия в цикле генератором ГД2 В-Ш составила 108 суток, установкой УНИС - 56 суток, а продолжительность между циклами - 3 и 5 суток соответственно, определенные по компьютерной программе авторов
Оценку эффективности комплекса выполненных работ по добывающим скважинам участка воздействия проводят по характеристике вытеснения (фиг.4). Дополнительная добыча, в сравнении с базовым периодом, составляет 2649 тонн. За базовый период принят 6-месячный период эксплуатации скважин участка до начала работ по вибросейсмическому воздействию.
Вибросейсмическое воздействие также было проведено на одном газовом месторождений ассельского яруса среднего карбона Волго-Уральского нефтегазового региона. Пористость пласта 0,07, проницаемость 0,055-0,220 мкм2, пластовое давление 20,7 МПа, плотность газа по воздуху 0,737, содержание стабильного конденсата 187 см3/м3, сероводорода - 3%, углекислого газа - 4%. В результате расчетов по компьютерной программе авторов определили продолжительность воздействия - 10 суток, а промежутков между ними - 20 суток. Через 9 суток после начала воздействия в пробах добываемого газа содержание стабильного конденсата уменьшилось до 150 см3/м3, углекислого газа - до 2%. Дебит газа возрос с 60 тыс.м3/сутки до 100-120 тыс.м3/сутки. Через 22 суток после прекращения воздействия дебит контрольной скважины и компонентный состав газа соответствовали первоначальному.
Таким образом, использование предлагаемого способа обеспечивает увеличение добычи нефти и, следовательно, повышение нефтеотдачи пластов. Способ позволяет также проводить мероприятия по очистке ствола скважины, перфорационных отверстий и ПЗП от естественных или техногенных загрязнений без спуско-подъемных операций НКТ. Кроме того, активизация законтурных вод приводит к повышению уровня естественной компенсации падения пластового давления путем снижения гидродинамического сопротивления контурной поверхности, поскольку выделение газовой фазы из пластового флюида (в т.ч. пластовой воды) способствует очистке поровых каналов ввиду многократного (более чем на 2 порядка) увеличения скорости фильтрации газа в сравнении с жидкостью (нефтью, водой).
1. Способ разработки углеводородной залежи с физическим воздействием на геологическую среду, включающий добычу пластовых флюидов через добывающие скважины, выделение зон аномального напряженно-деформационного состояния горных пород, воздействие на них возмущениями механических напряжений на предварительно выявленных доминантных частотах, отличающийся тем, что выявляют локальные аномальные участки по аномально высоким дебитам скважин и накопленным отборам нефти, и/или жидкости, и/или газа, и/или естественной акустической эмиссии продуктивного пласта, на выявленные локальные аномальные участки производят циклическое воздействие возмущениями механических напряжений на доминантных частотах, предварительную продолжительность циклов воздействия устанавливают по изменению уровня сейсмоакустической эмиссии продуктивного пласта от ее фонового значения, и/или по времени релаксации растворимости выделившегося при воздействии газа, и/или по изменению динамограмм в добывающих скважинах, эксплуатируемых штанговыми насосами, и/или по изменению газового фактора и компонентного состава газа в реагирующих добывающих скважинах и не менее продолжительности, соответствующей максимальному значению выделившегося из пластовых жидкостей газа, а предварительные промежутки между циклами воздействия устанавливают меньшими времени релаксации растворимости выделившегося газа, затем производят корректировку доминантных частот и параметров воздействия по изменению фазовых состояний пластовых флюидов в добывающих скважинах и/или дебитов добывающих скважин и/или по изменению уровня сейсмоакустической эмиссии продуктивного пласта, при этом общее время процесса, включающего циклы и промежутки между ними, выбирают до прекращения реагирования добывающих скважин.
2. Способ разработки углеводородной залежи по п.1, отличающийся тем, что дополнительно на залежи производят закачку рабочего агента, например воды, в нагнетательные скважины.
3. Способ разработки углеводородной залежи по п.1, отличающийся тем, что внутри локальных аномальных участков выявляют области с невыработанными запасами, например, посредством построения геолого-математической модели и/или карт остаточных нефтенасыщенных толщин пластов, обводненности и/или по изменению сейсмоакустической эмиссии на локальных аномальных участках, а внутри областей с невыработанными запасами определяют местоположение точек циклического воздействия возмущениями механических напряжений с нисходящими градиентами давления в направлении добывающих скважин, например, по картам изобар.
4. Способ разработки углеводородной залежи по п.1, отличающийся тем, что в качестве возмущений механических напряжений используют вибросейсмическое, и/или электромагнитное, и/или виброволновое, и/или акустическое, и/или импульсное воздействие с поверхности Земли и/или с использованием забойных генераторов и/или гидродинамическое, и/или физико-химическое, и/или тепловое воздействия.
5. Способ разработки углеводородной залежи по п.4, отличающийся тем, что забойные генераторы устанавливают в добывающих и/или в нагнетательных скважинах, причем в качестве забойных генераторов используют гидродинамические, акустические, электроискровые, газодинамические, электродинамические, термогазохимические, термогазодинамические, взрывомагнитные.
6. Способ разработки углеводородной залежи по п.1, отличающийся тем, что на забоях скважин устанавливают импульсные, и/или волновые, и/или насосные установки.
7. Способ разработки углеводородной залежи по п.4, отличающийся тем, что циклические вибросейсмическое и/или электромагнитное воздействия на локальные аномальные участки осуществляют одновременно или попеременно с поверхности залежи и/или из скважин.
8. Способ разработки углеводородной залежи по п.1, отличающийся тем, что циклическое воздействие возмущениями механических напряжений на доминантных частотах производят на участках с максимальной дифференциацией остаточных запасов нефти по разрезу расчлененного пласта и/или пластов, объединенных в один объект разработки.
9. Способ разработки углеводородной залежи по п.1, отличающийся тем, что локальные аномальные участки определяют по естественной и/или наведенной сейсмоакустической эмиссии.
10. Способ разработки углеводородной залежи по п.1, отличающийся тем, что осуществляют мониторинг технологических процессов при воздействии на призабойную зону и пласт из скважин, основанный на регистрации сейсмоакустической эмиссии в околоскважинной зоне продуктивного пласта, и анализ ее сигналов в реальном времени.
11. Способ разработки углеводородной залежи по п.1, отличающийся тем, что локальные аномальные участки определяют по взаимодействию скважин при скачкообразных изменениях режимов их работы, имеющихся за прошедший период разработки или целенаправленно создаваемых в пласте, с последующей статистической обработкой их взаимосвязи, определением и сравнением времени запаздывания сигнала, коэффициентов пьезопроводности и проводимости пласта по направлениям.
12. Способ разработки углеводородной залежи по п.11, отличающийся тем, что в качестве режимных параметров для статистической обработки взаимодействия скважин выбирают приемистость в нагнетательных скважинах, дебиты жидкости, нефти и обводненность продукции в добывающих скважинах, а скачкообразное изменение режимных параметров работы нагнетательных и добывающих скважин производят пуском, остановкой скважин, увеличением и уменьшением приемистости или дебита жидкости соответственно.
13. Способ разработки углеводородной залежи по п.11, отличающийся тем, что период анализируемого взаимодействия скважин включает промежуток времени до скачкообразного изменения режима работы скважин продолжительностью не менее одного дискретного шага между замерами режимных параметров скважин, который выбирают соответствующим периодичности формирования базы данных по режимным параметрам, а продолжительность работы скважины на скачкообразно измененном режиме устанавливают сопоставимой со временем запаздывания сигнала.
14. Способ разработки углеводородной залежи по п.11, отличающийся тем, что статистическую обработку взаимодействия нагнетательной и окружающих добывающих скважин производят по зависимости относительного объема закачки воды в нагнетательную скважину с относительным объемом добычи жидкости, а также с обводненностью добывающей скважины.
15. Способ разработки углеводородной залежи по п.11, отличающийся тем, что статистическую обработку взаимодействия добывающих скважин производят по относительным объемам добычи жидкости, нефти, обводненности.
16. Способ разработки углеводородной залежи по п.15, отличающийся тем, что относительные объемы закачки воды в нагнетательные скважины, относительные объемы добычи жидкости, нефти в добывающих скважинах определяют в долях единицы к их максимальному значению за период анализируемого взаимодействия скважин.
17. Способ разработки углеводородной залежи по п.11, отличающийся тем, что коэффициент пьезопроводности по направлению определяют по зависимости
где χ - коэффициент пьезопроводности пласта, м2/с;
R - расстояние между взаимодействующими скважинами, м;
t3 - время запаздывания по направлению, с,
а проводимость пласта по направлению определяют по зависимости
где k - проницаемость пласта, мкм2;
μ - вязкость пластовой жидкости, Па·с;
m - пористость пласта, доли ед.;
βж и βс - коэффициенты сжимаемости пластовой жидкости и породы пласта соответственно, Па-1.
18. Способ разработки углеводородной залежи по п.1, отличающийся тем, что устанавливают распределение водо- и нефтенасыщенности в пластах по совокупности изменения сейсмоакустической эмиссии по площади в разных зонах пласта.
19. Способ разработки углеводородной залежи по п.1, отличающийся тем, что воздействие на пласты возмущениями механических напряжений проводят постоянно или периодически в периоды времени, сопряженные с действием на геологическую среду глобальных геопланетарных факторов, например с действием лунно-солнечных приливов и отливов.
20. Способ разработки углеводородной залежи по п.1, отличающийся тем, что доминантные частоты возбуждения выбирают в диапазоне 3-500 Гц.
21. Способ разработки углеводородной залежи по п.1, отличающийся тем, что в качестве локальных аномальных участков выбирают кольцевые субвертикальные участки, проникающие из глубин кристаллического фундамента в коллекторы нефтегазовых пластов и/или участки пластов с остаточным нефтенасыщением, образованные за счет смыкания микротрещин при падении пластового давления, и/или участки пластов вблизи сводов структур, и/или на периклиналиях, и/или крыльях структур.
22. Способ разработки углеводородной залежи по п.1, отличающийся тем, что на газогидратную залежь воздействуют возмущениями механических напряжений одновременно или попеременно с физическими воздействиями, и/или с теплоносителями, и/или с химическими агентами.
23. Способ разработки залежи по п.1, отличающийся тем, что на газовой залежи продолжительность циклов воздействия устанавливают не менее продолжительности, соответствующей максимальному изменению содержания стабильного конденсата, а промежутки между циклами - меньшими времени релаксации содержания стабильного конденсата.
