RU2349741C2 - Method of hydrocarbon deposit development with physical effect onto geological medium - Google Patents
Method of hydrocarbon deposit development with physical effect onto geological medium Download PDFInfo
- Publication number
- RU2349741C2 RU2349741C2 RU2007109548/03A RU2007109548A RU2349741C2 RU 2349741 C2 RU2349741 C2 RU 2349741C2 RU 2007109548/03 A RU2007109548/03 A RU 2007109548/03A RU 2007109548 A RU2007109548 A RU 2007109548A RU 2349741 C2 RU2349741 C2 RU 2349741C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- developing
- reservoir
- gas
- formation
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
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.The invention relates to the oil and gas industry, and in particular to methods for developing hydrocarbon deposits with a physical impact on the geological environment, and can be used for various fields - oil, oil and gas, gas, gas condensate, gas hydrate, and primarily for deposits with complicated development conditions.
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.A known method for the development of gas condensate and oil reservoirs (RF patent 1144448, IPC ЕВВ 43/24, publ. BI 94.02.15), including the directed action of elastic vibrations of the infrasonic frequency range on the pressure zones previously identified in the developed reservoir in combination with thermal exposure. The method involves constructing a map of the field with the allocation of zones of high pressure on it, which are determined by the acoustic method, with subsequent exposure to these zones from a surface source of oscillations. The effectiveness of the method increases if, simultaneously with the action of elastic waves on the zone of high pressure, hot fluid is pumped into this zone mainly when half-waves of rarefaction pass through it. This leads not only to a decrease in oil viscosity, but also to an increase in porosity caused by both the opening of pores in the half-period of the rarefaction wave and their wedging due to the forced entry of fluid into the pores in the half-period of the compression wave.
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.The disadvantage of this method is that it provides for the impact only on individual zones of increased pressure of the reservoir, and not on the center of the zone of the abnormal stress-strain state of rocks of the entire field and / or the entire oil and gas accumulation zone, and also involves additional thermal effect. This reduces the efficiency of the method, increases energy consumption and duration of exposure. Despite the possibility of an effect, it is difficult to predict and manage it.
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.There is a method of developing hydrocarbon deposits, involving drilling wells, selecting fluids from them, determining the center of the zone of the modern abnormal stress-strain state of hydrocarbon trap rocks and exposing them to elastic waves (RF patent No. 2191889, IPC ЕВВ 43/16, publ. BI 2002.10. 27). The known method allows you to influence the change in the fields of mechanical stresses in the zones of abnormal stress state, but its effectiveness in achieving the influx of additional oil through the filtration fields of the reservoir to the wells is small, especially for depleted and watered deposits. There is also known a method of developing an oil field (RF Patent No. 2067166, IPC ЕВВ 43/20, publ. BI 96.09.27), including geophysical studies of the formation structure with the presence of deformed structure blocks and active tectonically-deformation zones and well studies, production and injection wells, oil production from production wells and fluid injection through injection wells and the use of methods of stimulating the reservoir during field development, and a method for developing hydrocarbon deposits of wells, involving the drilling of wells, the selection of fluids from them, the determination of the center of the zone of the modern abnormal stress-strain state of hydrocarbon trap rocks and the impact of elastic waves on it (RF patent No. 2191889, IPC ЕВВ 43/16, published in BI 2002.10.27). Known methods allow the selection of the location of well drilling and the procedure for introducing them into development at the initial and secondary stages, but do not allow for effective regulation of the development process in conjunction with the optimal impact on the productive formations and do not provide an increase in the final oil recovery of the field.
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.Closest to the proposed invention is a method of developing a hydrocarbon deposit with a physical impact on the geological environment according to US Pat. RF №2268996, IPC Е21В 43/16, publ. in BI 2006.01.27, according to which, in geological environments underlying the reservoir, down to the depths of the crystalline basement and more, subvertical zones of con- and / or post-sedimentation cracking are formed that are extended in terms of inversion ring-like structures, penetrating from the depths of the crystalline basement into the oil and gas reservoir layer. Wells are identified by hydrocarbon deposits, drainage zones of which are associated with these subvertical zones, and / or additional wells are drilled that penetrate into these zones. These subvertical zones are subjected to perturbations of mechanical stresses in the frequency range corresponding to temporary fractal processes of crack formation and dynamic rearrangement of the data structure of subvertical zones with vibrational amplitude parameters of displacement and acceleration exceeding threshold values for the occurrence of trigger effects. However, for effective impacts by perturbations of mechanical stresses, the primary thing is not to identify subvertical zones of con- and / or post-sedimentation crack formation that penetrate from the depths of the crystalline basement and wells associated with such zones, but those where there is practical evidence of a deep “recharge” of the reservoir hydrocarbons, for example wells with abnormally high flow rates and accumulated oil and / or gas withdrawals. In addition, the results of perturbations of mechanical stresses depend both on the filtration-capacitive properties of the productive formations, as well as on the physicochemical properties and phase states of saturating fluids, manifestations of relaxation and hysteresis. Therefore, the exposure parameters, in particular waves of elastic vibrations, must be established taking into account these factors.
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.The objective of the invention is to increase the development efficiency with an increase in oil production, current and final oil recovery, by quickly identifying sections of the abnormally deformed state of rocks, establishing monitoring and adjusting exposure parameters taking into account the geological and physical parameters of the formations, physicochemical properties and phase state of saturating their fluids, ensuring the efficient use of the natural energy potential of the lithosphere in deposits, including those being developed on the natural depletion mode.
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.To solve the problem in a known method of developing a hydrocarbon deposit with a physical impact on the geological environment, including the production of formation fluids through production wells, the allocation of zones of abnormal stress-strain state of rocks, the impact on them of disturbances of mechanical stresses at previously detected dominant frequencies, according to the invention, local abnormal areas according to abnormally high flow rates of wells and accumulated oil and / or liquid and / or gas withdrawals, / or natural acoustic emission of the reservoir, the identified local abnormal areas are cyclically affected by perturbations of mechanical stresses at dominant frequencies, the preliminary duration of the exposure cycles is determined by changing the level of seismic-acoustic emission of the reservoir from its background value and / or by the relaxation time of the solubility of the gas released when exposed to gas , and / or changes in dynamograms in production wells operated by sucker rod pumps, and / or by changing the gas factor and gas composition in reacting producing wells and not less than the duration corresponding to the maximum value of gas released from the formation fluids, and the preliminary intervals between the exposure cycles are set to less relaxation time of the solubility of the released gas, then the dominant frequencies and exposure parameters are adjusted to change the phase states of reservoir fluids in production wells and / or production rates of production wells and / or from eneniyu level seismic acoustic emission of the producing formation, while the total time of the process comprising cycles and the spaces between them are selected prior to the termination response producing wells.
Возможно дополнительно на залежи производить закачку рабочего агента, например воды, в нагнетательные скважины.It is possible to additionally pump a working agent, for example water, into the injection wells into the deposits.
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.Inside local abnormal areas, mainly at their periphery, it is advisable to identify areas with undeveloped reserves, for example, by constructing a geological-mathematical model and / or maps of residual oil-saturated thicknesses of the formations, water cut and / or by changing seismic-acoustic emission in local abnormal areas, and inside areas with undeveloped reserves to determine the location of the points of vibroseismic exposure with downward pressure gradients in the direction of production wells, for example am isobars.
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.In this case, to enhance and maximize the development of cracking processes, as a cyclic disturbance of mechanical stresses, one can use vibroseismic and / or electromagnetic, and / or vibro-microwave, and / or acoustic, and / or pulsed action from the surface of the reservoir and / or using downhole emitters and / or hydrodynamic and / or physico-chemical and / or thermal effects.
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.Downhole generators are installed in production and / or injection wells, and hydrodynamic, acoustic, electrospark, gasdynamic, electrodynamic, thermogasochemical, thermogasdynamic, explosive can be used as downhole generators.
На забоях скважин могут быть установлены импульсные и/или волновые, и/или насосные установки.At the bottom of the wells can be installed pulsed and / or wave, and / or pumping units.
Циклические вибросейсмическое и/или электромагнитное воздействия на локальные аномальные участки рационально осуществлять одновременно или попеременно с поверхности залежи и/или из скважин.It is rational to carry out cyclic vibroseismic and / or electromagnetic effects on local abnormal areas simultaneously or alternately from the surface of the reservoir and / or from the wells.
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.To minimize energy costs, it is advisable to perform cyclic action by disturbances of mechanical stresses at dominant frequencies in areas with maximum differentiation of residual oil reserves by section of a dismembered formation and / or formations combined into one development object.
Локальные аномальные участки оптимально определять по естественной и/или наведенной сейсмоакустической эмиссии.Local abnormal areas are optimally determined by natural and / or induced seismic acoustic emission.
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.It is useful to monitor various technological processes under the cyclic effect of perturbations of mechanical stresses on the bottomhole zone and the formation from the wells, based on the registration of seismic acoustic emission in the near-wellbore zone of the reservoir and the analysis of its signals in real time.
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 зависимостиIt is possible to determine local abnormal areas by the interaction of wells during abrupt changes in their operating modes, available over the past development period, or purposefully created in the formation with subsequent statistical processing of their relationship, determining and comparing the signal delay time, formation conductivity piezoelectric conductivity coefficients, while as operational parameters for statistical processing of well interaction selectivity in injection wells, deb It is necessary to carry out liquid, oil and water cut production in production wells, and to make a jump-like change in the operating parameters of the operation of injection and production wells by starting, stopping wells, increasing and decreasing the injectivity or flow rate of the liquid, respectively. Statistical processing of the interaction of the injection and surrounding production wells can be performed according to the dependence of the relative volume of water injected into the injection well with the relative volume of liquid production, as well as the water cut of the production well or relative volumes of production of liquid, oil, water cut, while the relative volumes of water injected into the injection wells, the relative volumes of liquid and oil production in producing wells should be determined in fractions of a unit to their maximum value for the period d of the analyzed interaction of the wells, including the period of time before the abrupt change in the operating mode of the wells lasting at least one discrete step between measurements of the operating parameters of the wells, which is selected according to the frequency of formation of the database according to the operational parameters, and the duration of the operation of the well in an abruptly changed mode is set comparable to the delay time signal. The piezoelectric conductivity coefficient in the direction can be determined by the dependence
Распределение водо- и нефтенасыщенности в пластах возможно устанавливать по совокупности изменения сейсмоакустической эмиссии по площади в разных зонах пласта.The distribution of water and oil saturation in the reservoirs can be determined by the aggregate changes in seismic acoustic emission over the area in different zones of the reservoir.
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.In order to reduce energy costs and maximize the effects of the volume of the reservoir, it is optimal to conduct impact on the reservoirs with disturbances of mechanical stresses continuously or periodically in periods of time associated with the action of global geoplanetary factors on the geological environment, for example, with the action of lunar-solar tides.
Доминантные частоты возбуждения оптимально выбирать в диапазоне 3-500 Гц.The dominant frequency of excitation is best chosen in the range of 3-500 Hz.
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.As local anomalous sections, it is possible to choose annular subvertical sections penetrating from the depths of the crystalline basement into reservoirs of oil and gas reservoirs, and / or sections of reservoirs with residual oil saturation, formed due to the closure of microcracks with a drop in reservoir pressure, and / or sections of reservoirs near the arches of structures and / or on periclinia and / or on the wings of structures.
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.In the case of the development of a gas hydrate deposit, it is advisable to act with disturbances of mechanical stress simultaneously or alternately with physical impact and / or with heat carriers and / or with chemical agents.
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.On a gas reservoir, it is advisable to set the duration of the exposure cycles to not less than the duration corresponding to the maximum change in the stable condensate content, and the time intervals between cycles to be less than the relaxation time of the stable condensate content.
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.The above-mentioned distinguishing features from the prototype of the proposed method determine the receipt of a new quality in the development of oil fields - the prompt receipt of reliable information about the presence of abnormal sections of the stress-strain state and the cyclic effect of mechanical stress disturbances on these areas taking into account relaxation and hysteresis parameters of the formation and fluid properties. Obtaining in the abnormal areas of the stress-strain state of local fractures causes redistribution of fractures in the remote parts of the reservoir.
Сущность способа заключается в следующем.The essence of the method is as follows.
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.Zones of anomalous stress-strain state of rocks are represented by sections of fault tectonics (annular zones, faults, etc.) and local anomalous sections with extremely stressed rocks and saturating fluids. Local abnormal areas occur during the development of an oil reservoir or are caused by lithological features of the block structure of the reservoirs.
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.In these areas, the reservoir system is in the most metastable state. Therefore, the seismic-acoustic impact of even low intensity (10 W / m or less) and even more so the impact of physical radiation that can be caused by excitation from the surface of the field and / or from the bottom of the wells, for example, elastic and / or electromagnetic waves and / or pulsed wave packets, It can cause various beneficial effects, up to trigger effects, accompanied by active cracking and rebuilding of the elastic medium. There is a softening of structural bonds in liquids, an increase in mobility and disruption in combination with pressure gradients of the moving part of bound water and oil, acceleration of oil filtration, degassing of formation fluids, change in stress fields, redistribution and creation of new microcracks in productive formations and, as a result, an increase permeability, involvement in the development of stagnant zones in combination with hydrodynamic methods, the involvement of residual dispersed oil in the filtration flow, a change in izhnyh oil reserves. All this leads to an increase in the coverage of formations by water flooding and an increase in the displacement coefficient, and consequently, an increase in oil recovery. According to the proposed method, local abnormal areas by deposit area are detected by high flow rates and accumulated oil and / or liquid and / or gas withdrawals in wells and / or by geophysical methods. The impact of disturbances of mechanical stresses influences the stress-strain state of the formation, the filtration-capacitive parameters of the formation rock, the physicochemical properties and phase state of the fluids saturating it (viscosity, surface tension, gas phase evolution, etc.). Therefore, in the developed method, the dominant frequencies and parameters of exposure to mechanical disturbances are selected by changing the set of parameters of their influence on the parameters of the reservoir, properties and phase state of the fluids. The criterion for assessing and adjusting the integral influence is changes in the flow rates of the wells, phase states, for example, the evolution of the gas phase and / or the energy level of seismic emission of the reservoir. An important condition for obtaining a technological effect and minimizing costs is to take into account the relaxation and hysteretic manifestations of the formation parameters and fluid properties, mainly with the achievement of hysteretic phenomena of gas evolution and cracking. In the proposed method, relaxation factors of reservoir-reservoir parameters of the formation and hysteresis of the phase state of the fluids are taken into account directly when establishing the duration of the cycles of exposure to disturbances of mechanical stresses and gaps between them. Under the action of seismic-acoustic waves, as is known, degassing of formation fluids occurs. After the termination of exposure after a certain period of time (relaxation time), an equilibrium concentration is established. With the combination of certain reservoir conditions and the intensity of seismic-acoustic vibrations, degassing processes can occur until a new value of the equilibrium concentration is established, which is always less than the equilibrium gas concentration without exposure, i.e. the so-called solubility relaxation of the gas takes place. Due to relaxation of the solubility of the gas, a small part of the gas released from the formation fluids remains in the productive formation in the free state in the form of microbubbles, while doing useful work to displace oil to the bottom of production wells. As a result of this, with the multi-cycle action of disturbances of mechanical stresses on the oil reservoir, the efficiency of oil recovery increases. Formation fluids are water, oil, gas dissolved in a liquid, gas in a free state and gas hydrates. The assignment of the latter to fluids is justified, since the action of disturbances of mechanical stresses in combination with various agents promotes their transition to a liquid or gaseous state. The positive changes achieved by the disturbances of mechanical stresses in the formation parameters, physicochemical properties and phase state of the fluids with respect to the increase in production rates, accumulated oil and / or gas production, oil recovery coefficient can be sufficiently implemented in the local anomalous sections of the undeveloped zones with downward flow , in the direction from the points of impact to production wells, by the pressure gradient.
Способ осуществляют последовательностью следующих технологических операций.The method is carried out by the sequence of the following technological operations.
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.For a detailed study of the geological structure of productive strata in the hydrocarbon reservoir, seismic surveys are conducted by area and section and zones of tectonic movements causing stress-strain state of the formation rocks are identified by their results. In these zones, local most abnormal areas are identified by abnormally high flow rates of wells and accumulated oil and / or liquid and / or gas and / or changes in seismic-acoustic emission of reservoirs. If there are no tectonic movements and related faults in the reservoir, and there is no influence on the tectonic movements far beyond its boundaries, local abnormal areas are also detected by abnormally high flow rates of wells and accumulated oil and / or liquid withdrawals , and / or gas and / or a change in seismic acoustic emission of reservoirs. Local anomalous sections can also be distinguished by the interaction of wells with spasmodic changes in their operating modes, available over the past period of reservoir development or purposefully created in the reservoir, with subsequent statistical processing of their relationship, determination and comparison of signal delay time, piezoelectric conductivity and conductivity coefficients in directions.
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.By analyzing the development of oil reserves by constructing a geological-mathematical model and / or maps of the residual oil-saturated thickness of the formations, water cut and / or by changing the seismic-acoustic emission, it is possible to identify areas with undeveloped reserves inside the local anomalous areas, and inside them the location of the points of influence of disturbances of mechanical vibrations with descending pressure gradients in the direction of the surrounding producing wells, for example, on an isobar map.
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.At selected points, a cyclic effect is produced by perturbations of mechanical stresses at previously detected dominant frequencies. The preliminary duration of the exposure cycles is determined by changing the set of geological and physical parameters of the reservoir, physico-chemical properties and phase states of the fluids saturating it, taking into account theoretical, experimental and experimental work and / or according to special computer programs, and the duration of the intervals between cycles is set in accordance with the relaxation time of the phase states of the fluids after the cessation of exposure. The correction of dominant frequencies and impact parameters during operation is carried out by changing the phase states and / or production rates of production wells.
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.Dominant frequencies, duration of cycles of exposure to perturbations of mechanical stresses and intervals between them can be determined and adjusted during the process of exposure also by changing the energy level of seismic-acoustic emission from the background value, measured by the method of the Institute of New Oil and Gas Technologies of the Russian Academy of Natural Sciences, by installing sensors on the surface of the reservoir and / or in wells and / or changes in dynamograms in production wells operated by sucker rod pumps. Seismic-acoustic impact on reservoirs is carried out using powerful ground-based seismic vibrators. Seismoacoustic waves in productive formations can be obtained by supplying powerful electric current pulses generated by ground magnetohydrodynamic (MHD) generators from the surface of the reservoir (electromagnetic effect). When using deposits with hard-to-recover reserves (low permeability, heterogeneity of formations) and deep-seated formations as an object of impact, it is advisable to produce simultaneously or alternately seismoacoustic and electromagnetic effects.
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.It is also possible to influence the marginal zone to reduce the hydrodynamic resistance of the surface bordering the oil content of the surface, due to the processes of oil oxidation, precipitation, etc. with constant contact with water.
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.When exposure is carried out by disturbances of mechanical stresses on gas deposits, the exposure parameters are established and controlled by the reservoir-filter parameters of the formation and the component composition of the produced gas, including the content of stable condensate.
Пример осуществления способаAn example of the method
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.We give an example of the method in one of the sections of the reservoir with hard-to-recover reserves, the productive strata of which (VIi-VIs) are represented by sandstones of the terrigenous strata of the Lower Carboniferous (TTNK). The depth of the beds is 1100-1200 m, the average oil-saturated thickness is 3.1-5.1 m; porosity - 0.22-0.23; initial oil saturation - 0.86; permeability from 0.200 to 1,300 μm 2 ; oil viscosity in reservoir conditions - 25-30 MPa · s; oil density in reservoir conditions - 0.890 t / m 3 ; initial reservoir pressure - 13.5 MPa; pressure of oil saturation with gas - 4.5 MPa; the compressibility factor of oil is 12 · 10 -10 1 / Pa, the compressibility factor of the formation rocks is 3 · 10 -10 1 / Pa.
Был выбран участок для вибросейсмического воздействия из 10 скважин, в том числе одной нагнетательной.A site was selected for vibroseismic exposure from 10 wells, including one injection.
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.Figure 1 shows the water cut map for the site of vibroseismic impact, figure 2 is a map of isolines of the current reservoir pressure in the area, figure 3 is a dynamogram of the producing well: a) before the vibroseismic effect, b) and c) after the vibroseismic effect after 14 days and 31 days, and in Fig.4 - the characteristic of displacement in the area.
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).In the selected area, according to seismic data, a zone of the stress-strain state of rocks in the form of a strip is highlighted (Fig. 1). According to the well operation data for the selected zone for the previous period, the local anomalous sections for high production rates and accumulated oil production determined by the computer program available to the authors are the areas of
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.To increase the reliability of identifying local anomalous sections, we additionally determined the parameters of the relationship of injection well 1 with
В качестве параметров взаимосвязи приняты:As the parameters of the relationship adopted:
- коэффициент корреляции между относительным объемом закачки в нагнетательную скважину и объемом добычи жидкости в окружающих добывающих;- the correlation coefficient between the relative volume of injection into the injection well and the volume of fluid production in the surrounding producing;
- коэффициент корреляции между относительным объемом закачки в нагнетательную скважину и обводненностью окружающих добывающих;- the correlation coefficient between the relative volume of injection into the injection well and the water content of the surrounding producers;
- 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.- the lag time, defined as the time interval in units of a discrete step, at a shift by which the maximum correlation coefficient is achieved for the considered indicators. In oilfield practice, correlation coefficients of at least 0.7 are considered significant.
В табл.2 представлены результаты расчетов по компьютерной программе.Table 2 presents the results of calculations using a computer program.
м2/сpiezoconductivity coefficient,
m 2 / s
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.It follows from these calculations that
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).This is confirmed by an analysis of the development status, which shows that the main residual undeveloped reserves are contained within the contour of the 50% water cut of the
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.MERTZ M / 26 mobile seismic vibrators with a maximum force of 27 tons and operating in the frequency range of 7-250 Hz were used as vibration sources for exposure to mechanical reservoir disturbances. The dominant frequency was determined by the maximum “response” of the formation by the ABB-400 downhole tool, lowered into the perforation interval of well 7, which amounted to 14 hertz. Based on this, the operating frequency range of seismic vibrators in the range of 8-20 hertz was selected, the length of the pig signal is 1 minute.
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.Using the computer program available to the authors for changing the set of filtration-capacitive parameters of the productive formation VI and the physicochemical properties and phase state of the reservoir oil and gas, the necessary exposure cycles of 15 days and the intervals between cycles of 27 days are also pre-established in accordance with the time relaxation of gas solubility after the termination of vibroseismic exposure.
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).To control the impact process and adjust its parameters before starting work, a gas logging station is installed in
В процессе воздействия пробы попутного газа отбирались с помощью специального дегазатора с выкидной линии скважины и анализировались на хроматографе ХГ-1Г.In the process of exposure, associated gas samples were taken using a special degasser from the flow line of the well and analyzed on a KhG-1G chromatograph.
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%.According to the analysis of associated gas samples, the total content of hydrocarbon components increased from 0.15% at the beginning of exposure to 20-30% after 14 days. The component composition of the hydrocarbon components C 1 -C 5 also changed significantly. Before exposure, the content of heavy components in the gas sample was 70-75%, methane - 2-3%, and the methane content increased stepwise and at the end amounted to almost 100%.
На основе предварительно определенных местоположения и параметров воздействия практическое воздействие проводилось синхронно 2-мя сейсмовибраторами компании MERTZ М/26, развивающими усилие 27 тонн.Based on predefined location and impact parameters, practical impact was carried out simultaneously by 2 MERTZ M / 26 seismic vibrators developing a force of 27 tons.
На динамограмме скв.7 отмечается скачкообразное влияние газа (фиг.3б) через 14 суток.In the dynamogram of well 7, an abrupt effect of gas is noted (Fig.3b) after 14 days.
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.After 14 days of exposure, it was stopped and continued to monitor the process of changing the dynamogram and hydrocarbon composition of associated gas. 31 days after the cessation of the impact according to the dynamogram in well 7, there is no gas influence (Fig.3c), and the methane content in the associated gas from well 6 significantly decreased. Thus, according to the actual data of the first cycle of exposure, the solubility relaxation time of the gas is 31 days.
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.With this in mind in subsequent cycles, the exposure parameters were adjusted and carried out with a duration of exposure of 16 days and intervals between them of 29 days. Subsequently, another 2 cycles were conducted with a duration of 45 days. The total time of three exposure cycles was 135 days.
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.To increase the development efficiency of the site, simultaneously with the vibroseismic effect, the hydrodynamic generator ГД2 В-Ш, constantly working from the pumping station pressure, was lowered from the surface into the injection well 1, and the producing
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 авторовThe duration of the impact in the cycle by the generator ГД2 В-Ш was 108 days, by the UNIS installation - 56 days, and the duration between cycles - 3 and 5 days, respectively, determined by the authors computer program
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.Evaluation of the effectiveness of the complex of work performed on the producing wells of the impact site is carried out by the displacement characteristic (Fig. 4). Additional production, compared to the base period, is 2649 tons. For the base period, the 6-month period of the wells operation was taken before the start of work on vibroseismic impact.
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.Vibroseismic impact was also carried out on one of the gas deposits of the Asselian stage of the Middle Carboniferous of the Volga-Ural oil and gas region. The formation porosity is 0.07, the permeability is 0.055-0.220 μm 2 , the reservoir pressure is 20.7 MPa, the gas density in the air is 0.737, the stable condensate content is 187 cm 3 / m 3 , hydrogen sulfide is 3%, carbon dioxide is 4%. As a result of calculations using a computer program, the authors determined the duration of exposure - 10 days, and the intervals between them - 20 days. 9 days after the start of exposure in the samples of produced gas, the content of stable condensate decreased to 150 cm 3 / m 3 , carbon dioxide - up to 2%. The gas production rate increased from 60 thousand m 3 / day to 100-120 thousand m 3 / day. 22 days after the cessation of exposure, the flow rate of the control well and the component composition of the gas corresponded to the initial one.
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).Thus, the use of the proposed method provides an increase in oil production and, consequently, increased oil recovery. The method also allows to carry out measures to clean the wellbore, perforations and PZP from natural or man-made pollution without tripping tubing. In addition, the activation of circulating water leads to an increase in the natural compensation of the drop in reservoir pressure by reducing the hydrodynamic resistance of the contour surface, since the release of the gas phase from the reservoir fluid (including reservoir water) helps to clean the pore channels due to multiple (more than 2 orders of magnitude) ) increase in gas filtration rate in comparison with liquid (oil, water).
Claims (23)
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-1.17. The method of developing a hydrocarbon deposit according to claim 11, characterized in that the piezoelectric conductivity coefficient in the direction is determined by the dependence
where χ is the piezoelectricity coefficient of the formation, m 2 / s;
R is the distance between the interacting wells, m;
t 3 - delay time in the direction, s,
and the conductivity of the formation in the direction is determined by the dependence
where k is the permeability of the formation, μm 2 ;
µ is the viscosity of the reservoir fluid, Pa · s;
m - formation porosity, fractions of a unit;
β w and β c - compressibility factors of the formation fluid and formation rock respectively Pa -1.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007109548/03A RU2349741C2 (en) | 2007-03-05 | 2007-03-05 | Method of hydrocarbon deposit development with physical effect onto geological medium |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007109548/03A RU2349741C2 (en) | 2007-03-05 | 2007-03-05 | Method of hydrocarbon deposit development with physical effect onto geological medium |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2007109548A RU2007109548A (en) | 2008-09-10 |
| RU2349741C2 true RU2349741C2 (en) | 2009-03-20 |
Family
ID=39866688
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007109548/03A RU2349741C2 (en) | 2007-03-05 | 2007-03-05 | Method of hydrocarbon deposit development with physical effect onto geological medium |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2349741C2 (en) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2520672C2 (en) * | 2012-09-28 | 2014-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Production simulation method in oil wells and device for its implementation |
| RU2526922C2 (en) * | 2012-01-17 | 2014-08-27 | Валерий Петрович Дыбленко | Oil deposit development method |
| RU2536889C1 (en) * | 2013-07-02 | 2014-12-27 | Юрий Владимирович Сорокин | Recovery of oil or gas well permeability |
| RU2597304C1 (en) * | 2015-07-21 | 2016-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of operating high-viscosity oil producing wells |
| RU2626484C1 (en) * | 2016-04-26 | 2017-07-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Operating method of high-viscosity oil recovery downhole |
| RU2704159C1 (en) * | 2018-08-06 | 2019-10-24 | Региональная общественная организация "Волгоградское научно-техническое общество нефтяников и газовиков им. акад. И.М. Губкина" (РОО "ВНТО НГ им. акад. И.М. Губкина") | Method of developing hydrocarbon deposits |
| RU2797165C1 (en) * | 2023-02-10 | 2023-05-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil of the bashkir facility |
-
2007
- 2007-03-05 RU RU2007109548/03A patent/RU2349741C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2526922C2 (en) * | 2012-01-17 | 2014-08-27 | Валерий Петрович Дыбленко | Oil deposit development method |
| RU2520672C2 (en) * | 2012-09-28 | 2014-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Production simulation method in oil wells and device for its implementation |
| RU2536889C1 (en) * | 2013-07-02 | 2014-12-27 | Юрий Владимирович Сорокин | Recovery of oil or gas well permeability |
| RU2597304C1 (en) * | 2015-07-21 | 2016-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of operating high-viscosity oil producing wells |
| RU2626484C1 (en) * | 2016-04-26 | 2017-07-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Operating method of high-viscosity oil recovery downhole |
| RU2704159C1 (en) * | 2018-08-06 | 2019-10-24 | Региональная общественная организация "Волгоградское научно-техническое общество нефтяников и газовиков им. акад. И.М. Губкина" (РОО "ВНТО НГ им. акад. И.М. Губкина") | Method of developing hydrocarbon deposits |
| RU2797165C1 (en) * | 2023-02-10 | 2023-05-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil of the bashkir facility |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2007109548A (en) | 2008-09-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2291955C1 (en) | Method for extraction of oil deposit | |
| US11313215B2 (en) | Methods and systems for monitoring and optimizing reservoir stimulation operations | |
| RU2349741C2 (en) | Method of hydrocarbon deposit development with physical effect onto geological medium | |
| Zuber | Production characteristics and reservoir analysis of coalbed methane reservoirs | |
| US7438128B2 (en) | Identifying zones of origin of annular gas pressure | |
| RU2366806C1 (en) | Physical effect method used during development of hydrocarbon deposit, and bore-hole plant for method's realisation | |
| US20190112898A1 (en) | Method for determining filtration parameters in multi-well system via pulse-code observation well testing method | |
| RU2357073C2 (en) | Method of development of mineral deposits extracted through wells | |
| Hawkes et al. | Analysis of in-situ stress regime in the Alberta Basin, Canada, for performance assessment of CO2 geological sequestration sites | |
| RU2346148C1 (en) | Method of developing oil or oil-gas condensate minefields at late stage | |
| RU2443855C1 (en) | Development method of oil deposit with layer-by-layer heterogeneity | |
| RU2685381C1 (en) | Uranium and associated elements production method based on underground well leaching technology with plasma-pulse action on well hydrosphere | |
| RU2380529C2 (en) | Method of production wells recovery rate increase at late stages of oil field production | |
| Robinson et al. | A case study of the Wilcox (Lobo) trend in Webb and Zapata counties, TX | |
| Yang et al. | Field pilot testing and reservoir simulation to evaluate processes controlling CO2 injection and associated in-situ fluid migration in deep coal | |
| RU2191889C1 (en) | Method of developing hydrocarbon deposits | |
| RU2595112C1 (en) | Method for development of oil deposit at late stage of development | |
| RU2604247C1 (en) | Method of determining efficiency of formation hydraulic fracturing of well | |
| RU2247828C2 (en) | Method for extraction of oil deposit | |
| RU2584191C2 (en) | Method for hydraulic fracturing of productive formation | |
| RU2291954C2 (en) | Method for extracting hydrocarbon deposits including complex physical bed stimulation | |
| RU2633887C1 (en) | Development method of high-viscosity oil or bitumen deposit with application of hydraulic fracturing | |
| RU2526922C2 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2530005C1 (en) | Multipay oil deposit development method | |
| RU2268996C2 (en) | Method for hydrocarbon deposit development along with force application to geologic environment |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Effective date: 20100226 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190306 |