RU2039218C1

RU2039218C1 - Способ разработки обводненного нефтяного месторождения

Info

Publication number: RU2039218C1
Authority: RU
Inventors: Эрнст Михайлович Симкин
Original assignee: Эрнст Михайлович Симкин
Priority date: 1992-05-21
Filing date: 1992-05-21
Publication date: 1995-07-09

Abstract

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам разработки обводненного нефтяного месторождения. В способе разработки нефтяного месторождения путем отбора пластового флюида из эксплуатационной скважины и закачки газа в пласт через нагнетательную скважину с одновременным вибросейсмическим воздействием от наземного виброисточника в диапозоне частот от 0,1 до 500 Гц на область пласта между нагнетательной и эксплуатационной скважины. Вибросейсмическое воздействие осуществляют посредством волноводной скважины, вскрывающей среднюю по мощности часть пласта при амплитудах смещения более 100

Description

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам разработки обводненного нефтяного месторождения.

Известен способ разработки обводненного нефтяного месторождения, в котором на поверхности месторождения в пределах выбранного участка устанавливают передвижные наземные вибросейсмические источники [1] Перед воздействием для оценки микросейсмического фонда проводят акустическую шумометрию, а также определяют процентное содержание нефти в жидкости. После этого проводят вибросейсмическое воздействие с перебором частот источников. Затем воздействие прекращают, опять проводят акустическую шумометрию пласта и по выявленным частотам в амплитудном спектре микросейсмического фонда находят доминантную частоту колебаний пласта. Затем производят новый цикл вибросейсмическое воздействия уже на доминантной частоте, перемещают наземные виброисточники по поверхности на полдлины волны до прекращения увеличения содержания нефти в скважинной жидкости. Способом предусматривается также расстановка виброисточников над водонасыщенной частью пласта за контуром нефтеносности, причем, расстояние от источника до контура нефтеносности выбирают большим эффективного радиуса зоны действия источника, и по мере обводненности месторождения источник перемещают к его центру.

К основным недостаткам известного способа относятся:
1. Невозможность создания с поверхности Земли с помощью наземных источников упругих колебаний с амплитудами смещения более 100

. В пласте, находящемся на глубине более 400-500 м.

2. Экологически высокая опасность повреждения и даже разрушения подземных коммуникаций и зданий под действием создаваемых наземными передвижными виброисточниками поверхностных волн (релеевских волн), на которые расходуется более 90% всей энергии, выделяемой виброисточниками.

3. Недостаточно высокая эффективность результатов акустической шумометрии проводимой до и после воздействия, в соответствии с которой не проводится оценка продолжительности интервала времени между циклами воздействия.

4. Недостаточно высокая технологическая эффективность процесса (нефтеотдача) поскольку газонасыщенность пласта при этом существенно не изменяется.

Известен также способ разработки обводненного нефтяного месторождения, в котором в пласт нагнетают 1-2% раствор щелочи в воде с одновременным воздействием электрическим полем [2] Эксплуатацию скважин при этом прекращают. Процесс нагнетания щелочи и электрического воздействия продолжается до тех пор, пока количество закачанного в пласт щелочного раствора станет равным объему остаточной нефти в пласте. После прекращения нагнетания щелочного раствора с одновременным электровоздействием, эксплуатацию скважин приостанавливают и в приподошвенную часть пласта закачивают газ в объеме остаточной нефти. Затем с поверхности Земли проводят вибросейсмическое воздействие от наземного виброисточника при частоте от 5 до 50 Гц, после чего эксплуатацию скважин возобновляют.

Основными недостатками известного способа являются:
1. Невозможность создания с поверхности Земли упругих колебаний с амплитудами смещения более 100

в пласте, находящемся на глубине более 400-500 м.

2. Экологически высокая опасность повреждения и даже разрушения наземных коммуникаций и зданий под действием создаваемых наземными передвижными виброисточниками поверхностных волн (релеевских волн), на которые pасходуется более 90% всей энергии, выделяемой виброисточниками.

3. Эффективность разнесения во времени этапов нагнетания газа и вибросейсмического воздействия для условий обводненного пласта.

4. Снижение нефтеотдачи при закачке газа в обводненный пласт в объеме равном объему остаточной нефти в пласте, т.к. известно, что в обводненном пласте он превышает 20-30, от порового объема [3]
Наиболее близким к предлагаемому способу является метод извлечения нефти из пласта, вскрытого по всей мощности, по крайней мере, одной нагнетательной и одной эксплуатационной скважинами, в соответствии с которым в пласт нагнетают газ с одновременной эксплуатацией скважины и вибросейсмическим воздействием от наземного виброисточника с поверхности Земли в диапазоне частот от 0,1 до 500 Гц при амплитуде смещения не превышающей 100

[4] Процесс продолжается непрерывно до тех пор, пока не произойдет прорыва газа в эксплуатационную скважину. После чего процесс прекращают.

2. Неэффективность закачки газа в обводненный пласт до его прорыва в эксплуатационную скважину с одновременным вибросейсмическим воздействием. Закачка газа в объеме соответствующем его прорыву в эксплуатационную скважину означает, что газонасыщенность в обводненном пласте превысила 15% при которых он становится подвижным относительно других фаз. При этом нефтеотдача снижается [3] Вибросейсмическое воздействие при такой ситуации приведет к еще большему снижению нефтеотдачи, поскольку способствует увеличению газонасыщенности пласта.

Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи обводненного нефтяного месторождения.

Достигается это тем, что в известном способе разработки нефтяного месторождения путем отбора пластового флюида из эксплуатационной скважины и закачки газа в пласт через нагнетательную скважину с одновременным вибросейсмическим воздействием от наземного виброисточника в диапазоне частот от 0,1 до 500 Гц на область пласта между нагнетательной и эксплуатационной скважинами, вибросейсмическое воздействие осуществляют посредством волноводной скважины, вскрывающей среднюю по мощности пласта, с амплитудами смещения более 100

.

Другое отличие заключается в том, что в приподошвенную часть пласта закачивают газ, а из прикровельной части отбирают нефть, причем, отбор нефти производят непрерывно, а закачку газа с одновременным вибросейсмическим воздействием проводят циклически, кроме того, перед началом каждого цикла и после него осуществляют акустическую шумометрию пласта, и длительность периода между циклами определяют по моменту совпадения результатов акустической шумометрии пласта до и после осуществления предшествовавшего цикла.

Продолжительность цикла определяется исходя из создания в пласте газонасыщенности не менее 5% и не более 15%
Предлагаемый способ основан на следующих физических предпосылках.

Известно, что амплитуда смещения или виброускорения развиваемые упругим полем в пласте являются основными параметрами процесса воздействия на обводненные нефтяные пласты. Данные физических экспериментов, приведенные в работе [5] получены при амплитудах смещения существенно выше 100

. Однако, такие относительно высокие амплитуды смещения в пласте от наземных виброисточников могут быть получены только путем применения волноноводной скважины, в которой потери энергии не превышают 10-15% на каждый 1 км глубины [6] Именно этими соображениями и обусловлено применение волноводной скважины для вибросейсмического воздействия на пласт с амплитудами смещения превышающими 100

.

Другое отличие заключающееся в закачке газа в приподошвенную часть пласта с одновременным вибросейсмическим воздействием и непрерывным отбором нефти из прикровельной части пласта обусловлено необходимостью эффективного диспергирования газовой фазы в поле упругих колебаний и направленной под действием акустических сил гравитационной флотации пузырьками газа капель нефти. Аккумулированная здесь нефть непрерывно отбирается эксплуатационной скважиной.

Следующее отличие заключается в том, что закачка газа с одновременным вибросейсмическим воздействием осуществляется циклически. Продолжительность цикла определяется заданным темпом закачки газа до создания в пласте газонасыщенности от 5 до 15%
Известно, что в условиях обводненного нефтяного пласта вода располагается в более крупных порах, а нефть в мелких. На начальной стадии нагнетания газа в пласт, когда газонасыщенность пласта не превышает 10-15% газовая фаза не является связной и состоит из отдельных пузырьков и конгломератов, замыкающих в первую очередь крупные поры ранее занятые водой. Газовая фаза остается в целом неподвижной относительно движущейся нефтяной и водяной фаз, и газопроницаемость пласта равна нулю. При этом фазовые проницаемости для несмачивающей нефтяной фазы увеличиваются, а для смачивающей водяной фазы уменьшаются. При дальнейшем нагнетании газа, когда газонасыщенность пласта становится выше 10-15% газовая фаза становится связанной, движение газа приобретает струйный характер и он становится подвижным относительно нефтяной и водной фаз. В результате этого газопроницаемость пласта увеличивается, а нефтепроницаемость падает. Вследствие этого, при газонасыщенности более 10-15% нефтеотдача обводненного пласта уменьшается и дальнейшее вибросейсмическое воздействие, которое проводится одновременно с закачкой газа, может ухудшить ситуацию, поскольку приведет к дополнительному выделению газовой фазы, растворенной в нефти.

Дальнейшее отличие заключается в проведении акустической шумометрии пласта до начала цикла (закачка газа воздействие) и после него.

Необходимость осуществления акустической шумометрии до и после цикла обусловлена тем, что проведенные нами промысловые исследования указывают на акустическое возбуждение пласта в процессе и после вибросейсмического воздействия, выразившееся в виде увеличения уровня шума. Это связано с процессами разгрузки пласта, находящегося в сложно-напряженном состоянии. После проведения воздействия уровень шума, свидетельствующий об эффективности воздействия, спадает в течение длительного времени. Например, измерение уровня акустического шума до, в процессе и после воздействия проводились на опытном участке Жирновского месторождения в 1991-92 гг. До начала воздействия в скважину 186, находящуюся в 850 м от волноводной скважины, в интервал пласта на глубину 1040 м был спущен акустический шумомер, с помощью которого был замерен уровень акустического шума. Аналогичные работы были проведены в процессе цикла воздействия, а затем спустя 6 месяцев после окончания цикла. Конечные результаты свидетельствовали о том, что в процессе воздействия амплитуда акустических сигналов в пласте увеличилась более чем в 200 раз по сравнению с фоновыми значениями. Через 3 месяца после окончания цикла воздействия этот уровень еще превышал начальный почти в 100 раз. Однако через 6 месяцев он снизился до начального уровня.

В связи с этим проведение повторного цикла закачки газа с одновременным вибросейсмическим воздействием предлагается проводить после затухания процесса возбуждения пласта, на момент совпадения уровня сигналов до и после предшествовавшего цикла.

На фиг. 1 изображена схема осуществления предлагаемого способа в крутопадающем (а) и горизонтальном (б) пластах; на фиг.2 конструктивная схема волноводной скважины.

Обводненный пласт, насыщенный водонефтяной смесью 1, вскрыт в нижней (приподошвенной) зоне нагнетательной скважиной 2, через которую в пласт нагнетают газ 3, а в верхней (прикровельной) зоне 4, эксплуатационной скважиной 5. Область пласта между скважинами 2 и 5 в средней по мощности части вскрыта волноводной скважиной 6 и установленными на ее устье наземным виброисточником 7 а на забое излучателем 8. Излучатель 8 представляет толстостенную трубу, зацементированную в скважине в интервале пласта.

Виброисточник 7 и излучатель 8 соединены волноводом 9, который представляет колонну насосно-компрессорных труб, поставленную на нижний конец и оканчивающуюся внизу переходным устройством 10. Чтобы предотвратить изгиб колонны от потери устойчивости, при продольном сжатии на ней установлены центраторы 11 на расстояниях меньших критических. Переходное устройство состоит из соединенных между собой труб и цилиндрических болванок увеличивающегося книзу сечения, которое рассчитывается из условия максимально возможного акустического согласования волновода 9 с нагрузкой пластом 1.

До начала цикла воздействия проводят акустическую шумометрию пласта. При этом с помощью эксплуатационной скважины 5 осуществляют отбор пластовой жидкости из кровельной зоны пласта. Скважины 2 и 6 не задействованы. Затем начинается цикл воздействия, который заключается в том, что через скважину 2 производят закачку газа 3 (СО₂, воздуха, азота, природного газа или их смесей) в нижнюю (приподошвенную) часть пласта. Одновременно посредством волноводной скважины 6 проводят вибросейсмическое воздействие с амплитудой более 100

на среднюю по мощности часть пласта, расположенную между скважинами 2 и 5. При этом под действием вибросейсмического источника 7 по волноводу 9 идут упругие продольные колебания, которые через устройство 10 доходят до излучателя 8 и проходят в пласт. При этом потери энергии от наземного источника до пласта не превышают 10-15% на 1 км глубины скважины.

Наличие жесткой связи излучателя 8 через цемент и обсадную колонну скважины 6 со скелетом пласта обеспечивает возбуждение в пласте продольных и поперечных волн первого рода. В волнах первого рода скелет и флюид совершают синфазные или близкие к ним колебания. За счет этого такие волны распространяются с малым затуханием на значительно большие расстояния по сравнению с волнами, возбуждаемыми гидродинамическими вибраторами.

Диаграмма направленности излучателя 8 состоит из основного лепестка продольных волн, располагающегося непосредственно под излучателем, и боковых лепестков поперечных волн. За счет малого затухания волн, возбуждаемых излучателем, обрабатываемая зона пласта вокруг скважины достигает многих десятков, а иногда и сотен метров.

В процессе вибросейсмического воздействия газ 3 выходит из скважины 2, фильтруется вверх по пласту через зону упругих колебаний, создаваемых вокруг скважины 6, здесь диспергируется и захватывает капли и конгломераты нефти, находящиеся в свободном пласте. Далее под действием гравитационных и направленных акустических сил происходит флотация частиц нефти в верхнюю (прикровельную) часть 4, откуда происходит отбор нефти. Цикл воздействия продолжается до тех пор, пока средняя газонасыщенность пласта не достигнет 5-10% после чего закачка газа в скважину 2 с одновременным вибросейсмическим воздействием через скважину 6 прекращается. Отбор нефти из скважины 5 продолжают и проводят периодические измерения уровня акустического шума в пласте до тех пор, пока значения уровня шума в пласте до и после цикла не совпадут. После этого цикл воздействия повторяют до полного извлечения остаточной нефти из обводненного пласта.

Claims

1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ путем вскрытия пласта по крайней мере одной нагнетательной и одной эксплуатационной скважинами, отбора пластового флюида из эксплуатационной скважины и закачки газа в пласт через нагнетательную скважину с одновременным вибросейсмическим воздействием в диапазоне частот от 0,1 до 500 Гц от наземного виброисточника на область пласта, ограниченную нагнетательной и эксплуатационной скважинами, отличающийся тем, что среднюю по мощности часть пласта вскрывают волноводной скважиной, посредством которой осуществляют вибросейсмическое воздействие с амплитудами смещения более

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что отбор пластового флюида осуществляют непрерывно из верхней зоны пласта, а закачку газа проводят циклически в нижнюю зону до тех пор, пока газонасыщенность пласта не достигнет 5 15%
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что продолжительность интервала времени между циклами определяют на момент совпадения результатов акустической шумометрии, которую проводят до и после каждого цикла.