RU2057906C1

RU2057906C1 - Способ разработки обводненного нефтяного месторождения

Info

Publication number: RU2057906C1
Authority: RU
Inventors: В.П. Демидов; В.П. Кисмерешкин
Original assignee: Омский научно-исследовательский институт приборостроения
Priority date: 1992-03-24
Filing date: 1992-03-24
Publication date: 1996-04-10

Abstract

Изобретение относится к горному делу, а именно к способам для добычи нефти, газа, воды, растворимых или плавких веществ или полезных ископаемых в виде шлама из буровых скважин. Сущность изобретения: определяют обводненный участок месторождения с неподвижной нефтяной фазой. Вскрывают пласт скважинами. Добывают пластовую жидкость через куст добывающих скважин. Осуществляют вибросейсмичекое воздействие на пласт от наземных источников колебаний и контроль среднего дебита притока пластового флюида. После его снижения перемещают виброисточники радиально от добывающей скважины на половину длины волны. Вибросейсмическое воздействие осуществляют до прекращения повышения притока флюида. Устанавливают шаг сетки добывающих скважин равным половине глубины залегания пласта. Одновременно с добычей нефти из последних проводят последовательную закачку вытесняющего агента, загустителя и воды в пласт через нагнетательные скважины для поддержания пластового давления и синхронное вибросейсмическое воздействие от группы из N равноудаленных друг от друга наземных виброисточников НВ, расположенных вокруг одной из крайних к контуру месторождения добывающей скважины на окружности радиуса R_к линейным частотно-модулированным (ЛЧМ) сигналом, приведенным в тексте описания. После повышения притока флюида вибросейсмическое воздействие ЛЧМ-сигналом производят около другой добывающей скважины, двигаясь от контура нефтеносности к центру месторождения. 1 з. п. ф-лы.

Description

Изобретение относится к горному делу, а именно к способам и устройствам для добычи нефти, газа, воды, растворимых или плавких веществ или полезных ископаемых в виде шлама из буровых скважин.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение сетки нагнетательных и добывающих скважин, закачку воды через нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины, бурение дополнительных скважин, определение коэффициента нефтеотдачи, поэтапная кратковременная остановка части работающих скважин с учетом послойной и зональной неоднородности и определение плотности сетки скважин [1] Недостатками данного способа являются невысокая эффективность процесса добычи, неполное извлечение нефти из пласта месторождения.

Известен способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения, включающий размещение скважин по основному пласту, закачку воды в основной и прерывистые пласты, через нагнетательные скважины и добычу нефти через добывающие скважины основного и прерывистых пластов с последующим переводом добывающих скважин на конечной стадии по мере их обводнения по основному пласту под закачку воды на прерывистые пласты [2] Недостатками данного способа являются невысокий коэффициент нефтеотдачи, неполное извлечение нефти.

Наиболее близким по технической сущности к изобретению является способ разработки обводненного нефтяного месторождения, включающий вскрытие пласта скважинами, добычу пластовой жидкости через куст добывающих скважин, вибросейсмическое воздействие на пласт от наземного источника колебаний, определение частоты эффективного воздействия перебором частот излучаемых колебаний, определение до и после воздействия состава и количества добываемой жидкости, нахождение обводненного участка месторождения с неподвижной нефтяной фазой, установку вибросейсмического источника в пределах участка на кусте добывающих скважин, помещение в одну из добывающих скважин на глубину коллектора сейсмического приемника и измерение микросейсмического фона в течение двух-трех суток с одновременным определением процентного содержания нефти в скважинной жидкости, проведение вибросейсмического воздействия с перебором частот, после прекращения воздействия измерение амплитудного спектра микросейсмического фона, а по выявленным дополнительным частотам в спектре нахождения доминантной частоты, воздействие на этой частоте, поочередное перемещение источника на половину длины волны до прекращения увеличения содержания нефти в скважинной жидкости и определение эффективного радиуса зоны действия источника, установку дополнительных источников на расстоянии друг от друга, равному диаметру эффективной зоны действия источника, и проведение вибросейсмического воздействия на доминантной частоте [3]
Причиной, препятствующей получению требуемого технического результата, является необходимость определения доминантной частоты перебором частот, длительное измерение микросейсмического фона.

Недостатками данного способа являются невысокий уровень вибросейсмического воздействия монохроматическим сигналом на нефтяной пласт, большое время разработки месторождения, низкая производительность.

Задачей, на решение которой направлено изобретение, является повышение нефтеотдачи путем вибросмейсмического воздействия на пласт линейным частотно-модулированным (ЛЧМ) сигналом с одновременной закачкой вытесняющего агента, загустителя и воды и повышение эффективности разработки нефтяных месторождений.

Техническим результатом, полученным при осуществлении изобретения, является повышение темпов отбора пластового флюида при повышении давления с более равномерным охватом пласта процессом вытеснения нефти по площади.

Согласно п. 1 формулы изобретения, в известном способе разработки обводненного нефтяного месторождения, включающем определение обводненного участка месторождения с неподвижной нефтяной фазой, вскрытие пласта скважинами, добычу пластовой жидкости через куст добывающих скважин, вибросейсмическое воздействие на пласт от наземных источников колебаний, контроль среднего дебита притока пластового флюида и после его снижения перемещение виброисточников радиально от добывающей скважины на половину длины волны, вибросейсмическое воздействие до прекращения повышения притока флюида, отличающегося тем, что согласно предмета изобретения устанавливают шаг сетки добывающих скважин равным половине глубины залегания пласта, одновременно с добычей нефти из последних проводят последовательную закачку вытесняющего агента, загустителя и воды в пласт через нагнетательные скважины для поддержания пластового давления и синхронное вибросейсмическое воздействие от группы из N равноудаленных друг от друга наземных виброисточников, расположенных вокруг одной из крайних к контуру месторождения добывающей скважины на окружности радиуса R_k линейным частотно-модулированным (ЛЧМ) сигналом
U(t) Acos [2πΦ (t) + Φ_o] где А амплитуда, м;
Φ_o- начальная фаза, град;
Φ(t) f₁+(f₂-f₁)

функция, описывающая изменение частоты сигнала;
f₁=

низкая частота сигнала, Гц;
f₂=

высшая частота сигнала, Гц;
t время, с;
n целое число; n

, h толщина нефтеводяного слоя, м;
Т длительность сигнала, с;
V скорость распространения продольной волны в интервале глубин (О-Н), м/с;
Н глубина залегания нефтяного пласта, м;
R_к=

, λ₁ длина
волны низшей частоты сигнала виброизлучения, м; К 1,2,3, а после повышения притока флюида вибросейсмическое воздействие ЛЧМ сигналом производят около другой добывающей скважины, двигаясь от контура нефтеносности к центру месторождения.

Согласно п.2 формулы изобретения, в известном способе разработки обводненного нефтяного месторождения по п.1, согласно предмета изобретения последовательно проводят низкочастотное вибросейсмическое воздействие ЛЧМ сигналом кольцевой антенной с излучающей решеткой радиуса R₁(K=1) из N подвижных виброисточников, кольцевой антенной с излучающей решеткой радиуса R₂(K=2) до того момента, когда радиус решетки будет больше или равен четверти глубины залегания пласта, весь процесс последовательных воздействий повторяют.

Сущность способа заключается в следующем. Известно множество типов ловушек, включая тектонические структуры (например, антиклинами или ограниченные сбросами наклонные блоки, а также структуры, связанные с соляной тектоникой, такие как наклонные пласты на крыльях соляных куполов) и стратиграфические ловушки типа локальных песчаных линз, окруженных глинистыми оболочками, или локальных рифовых построек в толщах известняка. Вода, нефть и газ могут накапливаться в поровом пространстве пород-коллекторов в таких ловушках, располагаясь в соответствии со своей удельной массой. В каждой ловушке углеводороды содержатся внутри нефтегазосодержащих пород, пористых и проницаемых, и миграция флюидов из этих пород-коллекторов, как вверх, так и по горизонтали не может происходить в результате замыкания коллекторов непроницаемыми слоями. Все нефтяные флюиды имеют более низкую плотность по сравнению с водой и мигрируют вверх под влиянием гравитационной дифференциации. Таким образом, если в ловушке содержится нефть и газ, газ занимает поровое пространство коллекторских пород в самой верхней части ловушки. Ниже него будет располагаться слой, содержащий нефть, а под ним поровое пространство заполняет вода. Газонефтяной и водонефтяной контакты обычно горизонтальны. Поскольку упругая сейсмическая волна по разному деформирует скелет породы и жидкость, что вызывает их относительное смещение и колебание давления, под действием которого образуется приток (или отток) жидкости в скважины (из скважины) в зонах повышенной проницаемости, то для излучения вибросейсмической волны около добывающей скважины на окружности радиуса R_к=

устанавливают N равноудаленных друг от друга наземных виброисточников. Виброисточники одновременно с закачкой через нагнетательные скважины вытесняющего агента, загустителя и воды для поддержания пластового давления синхронно излучают ЛЧМ сигнал, обеспечивая направленное изменение физико-механических свойств коллектора и физико-химических свойств флюида в участках продуктивного пласта, расположенных между забоями промысловых скважин, увеличение притока нефти в которых определяется интенсивностью вибровоздействия. Для обеспечения максимально возможного колебания среды в заданных областях пласта при ограниченной мощности излучения отдельного вибратора используем группу из N вибраторов, образуя излучающую кольце- вую антенную решетку. При этом амплитуда вибрации пласта зависит от процессов излучения и распространения объемных волн в геологической среде, от частоты вибровоздействия виброисточников. Вибрационное поле на кровле пласта формируется в основном прямой волной продольного типа, интенсивными многократно отраженными волнами, возникающими вследствие реверберации колебаний между подошвой зоны малых скоростей и дневной поверхностью, а также волнами, отраженными от близлежащей границы раздела осадочной толщи и кристаллического фундамента. Зондирующий ЛЧМ сигнал выбран для того, чтобы в слое пласта нефти амплитуда виросейсмической волны в любом частотном диапазоне менялась на всех уровнях слоя пласта от минимума до максимума, т.е. за длительность сигнала Т в пласте обязательно будут присутствовать пучность вибросейсмической волны, поскольку разность фаз для сигналов с частотами f₁ и f₂ на расстоянии Н будет равно π/2. Так при V 2000 м/с, Н 1000 м и n 8,0, получаем f₁ 8 Гц и f₂ 8,5 Гц, а при V 2400 м/с, Н 1500 м и n 20-f₁ 16 Гц и f₂ 16,4 Гц. При выборе частоты f₁ ЛЧМ сигнала необходимо учитывать, что потери энергии при распространении сейсмических колебаний частотой ниже 10 Гц на глубину до 2000 м определяются в основном геометрическим расхождением волнового фронта (до 20 дБ), а на поглощение 1-1,5 дб. Для усиления интенсивности вибровоздействия за счет использования резонансных явлений в среде желательно использовать частотный диапазон излучения выше 10 Гц, используя маломощные передвижные вибраторы типа СВ 10-100. При этом для полного прохождения энергии вибросейсмических волн сквозь нефтеводяной слой толщиной h необходимо, чтобы или толщина слоя была много меньше длины волны (т. е. низкие частоты, порядка 10-20 Гц) или когда на толщине слоя укладывается целое число полуволн, т.е. h m ·λ1/2, где m 1,2,3. тогда отражения от слоя волны нет и волна проходит через слой полностью это полуволновый резонанс.

В падающей вибросейсмической волне плотность энергии есть:
ε₁=

где Р давление, ρ₁ плотность среды, С₁ скорость волны в среде.

Для единичной амплитуды давления Р₂ 1 плотность энергии в среде запишем так:
ε₁=

где x₁=

сжимаемость среды.

Внутри нефтеводяного слоя плотность энергии равна сумме плотностей энергии волны, бегущей вперед и волны, бегущей в противоположном направлении. При резонансе, т.е. при h m ·λ1/2 плотность энергии в слое равна:
ε₂=

x

+

x

=

x₂(1-ξ²)

(1-ξ²) где x₂=

сжимаемость нефтеводяного слоя:
ξ=ρ₂·= C₂/ ρ₁·C₁ относительное волновое сопротивление.

Отношение плотностей энергии внутри и вне нефтеводяного слоя составит:

•

(1+ξ²)

+

Поскольку ρ нефти 0,9 г/см³, а ρ морской воды 1,03 г/см³, и скорость С в воде порядка 1500 м/с, то ρ₂ С₂ ≈ 1,5· 10⁵ г/см²с, а для осадочного слоя примем ρ₁С₁ ≈ 5· 10⁵ г/см²с, то относительное волновое сопротивление будет ξ≈ 0,3 и отношение плотностей энергии ε₂/ε₁≈ 4,4, т.е. плотность энергии в слое в 4,4 раза выше плотности энергии в среде.

Таким образом, низшую частоту сигнала необходимо выбирать, исходя из толщины нефтеводяного слоя. Так, используя полуволновый резонанс нефтеводяного слоя, при выборе низшей частоты сигнала f₁ число n выбираем из отношения n

т.е. берем целое число отношения глубины залегания слоя к толщине самого слоя. Например, при V 2000 м/с, Н 1000 м, h 10 м имеем n 100 и f 100 Гц, f₂ 100,5 Гц.

Упругие волны во флюидах распространяются вследствие того, что движение частиц среды создает чередующиеся сжатия и разряжения, которые вызывают движение в следующем слое флюида. Поскольку флюиды обладают объемной упругостью и не обладают сдвиговой, возмущения передаются вдоль направления колебаний и во флюидах существуют только продольные волны. Несмотря на малое значение амплитуды вибрации нефтяного пласта при вибровоздействии, оно во много раз превышает амплитуду естественного сейсмического шума в низкочастотной области при отсутствии вибровоздействия. Большинство же горных пород насыщенные пористые среды, состоящие из твердой фазы (матрицы) и флюида-перезаполнителя. По состоянию в нефтеносном слое нефть подразделяется на свободную, когда она может перетекать из одних пор в другие под действием различных внешних сил, и связанную, когда она под действием молекулярных сил находится во взаимодействии с твердыми частицами, покрывая их тонкой пленкой. Нефть в пленке обладает аномальными свойствами: ее плотность, вязкость и упругость заметно выше, чем у свободной нефти. Степень насыщения порового пространства нефтью определяется коэффициентом нефтенасыщенности. При вибрационном воздействии на водонефтенасыщенный слой вначале будут иметь место взаимные смещения частиц и их агрегатов и лишь потом, при увеличении нагрузки взаимные перемещения частиц внутри агрегатов вследствие того, что силы сцепления внутри агрегатов превышают силы сцепления между агрегатами. При сближении минеральных частиц или их агрегатов они вначале соприкасаются окружающими их нефте-коллоидными пленками. Вокруг точек контакта возникают местные зоны повышенного давления, вследствие чего толщины пленок в этих зонах уменьшаются, происходит вытеснение нефти в участки с меньшими напряжениями. При большом числе контактов и существенных сжатиях слоя имеются случаи, когда уменьшение пленок на напряженных участках превышает те предельные величины, при которых нефть может быть удержана в пленках силами физико-химического взаимодействия. Поэтому часть нефти в этих местах переходит из связанного состояния в свободное. Выделившаяся свободная нефть, также как и нефть, находившаяся в исходный момент в свободном состоянии (если она была), стремится к удалению из напряженных зон, чему также способствует поддержание пластового давления нагнетанием вытесняющего агента, загустителя и воды через нагнетательные скважины. Сопротивление движению свободной нефти при прохождении ее через поры и капилляры достаточно высокое, поэтому и миграция нефти не может идти с высокими скоростями. Выделившаяся в свободное состояние нефть по добывающей скважине удаляется из пласта, эффективность удаления которой зависит от создаваемого давления закачиваемой воды через нагнетательные скважины. После снижения дебита притока пластового флюида вибраторы радиально перемещают от добывающей скважины на половину длины волны низшей частоты ЛЧМ сигнала f₁ и вновь производят вибросейсмическое воздействие ЛЧМ сигналом и так до прекращения повышения притока флюида, после чего такое же вибросейсмическое воздействие производят около другой добывающей скважины, двигаясь от контура нефтеносности к центру месторождения.

По п.2 формулы изобретения для повышения темпов отбора пластового флюида, начиная от контура нефтеносности, последовательно производят воздействие ЛЧМ сигналом на каждую добывающую скважину сначала кольцевой излучающей решеткой радиуса R₁=

, при этом К 1, из N подвижных виброисточников, затем такое же воздействие последовательно производят на каждую добывающую скважину решеткой радиуса R₂=

, т.е. при К 2 и так далее, до того момента, когда радиус кольцевой антенной решетки не станет большим или равным четверти глубины залегания нефтяного пласта. Затем такие же последовательные вибросейсмические воздействия производят на каждую добывающую скважину при радиусе R₁, далее при R₂ и так до прекращения притока пластового флюида. Такие последовательные вибровоздействия на весь куст добывающих скважин позволяет восстановить подвижность защемленной нефти в смеси пластовых флюидов, существенно поднять уровень акустических шумов нефтяного пласта. Это возможно благодаря тому, что после кратковременного (например, двухчасового) воздействия повышенный уровень акустических шумов нефтяного пласта сохраняется длительное время. Так, например, после двухчасового вибровоздействия фоновая спектрограмма акустических шумов показывает трехкратное превышение шумов до вибровоздействия по истечении 2-х суток (С.В.Сердюков, В.С.Кривопудский, С. М. Гамзатов. Исследования сейсмических и акустических полей при низкочастотном вибрационном воздействии на нефтяной пласт. Препринт N 43, 1991). Здесь отмечается также, что сравнительный анализ фоновых спектрограмм свидетельствует о существенных изменениях акустического шума пласта под влиянием низкочастотной вибрации, которые проявляются в обогащении спектра шумов в области высоких частот (25-40 кГц) и повышении уровня амплитуд колебаний ряда частот в диапазоне 1-25 кГц.

Заявляемое техническое решение соответствует критерию "новизна", поскольку отличается от прототипа тем, что в качестве зондирующего вибросигнала выбран ЛЧМ сигнал, излучаемый вокруг добывающих скважин кольцевой антенной решеткой из N виброисточников с одновременной закачкой вытесняющего агента, загустителя и воды в пласт через нагнетательные скважины.

Таким образом, способ разработки обводненного нефтяного месторождения позволит обеспечить более полное извлечение нефти в малоэффективных месторождениях, повысит нефтеотдачу за счет использования зондирующего ЛЧМ сигнала, повышающего уровень воздействия на нефтяной пласт, сократить время разработки месторождения. Кроме того, обеспечение фазового рассогласования группы виброисточников дает возможность для дальнейшего исследования повышения нефтеотдачи.

Claims

1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, включающий определение обводненного участка месторождения с неподвижной нефтяной фазой, вскрытие пласта скважинами, добычу пластовой жидкости через куст добывающих скважин, вибросейсмическое воздействие на пласт от наземных источников колебаний, контроль среднего дебита притока пластового флюида и после его снижения перемещение виброисточников радиально от добывающей скважины на половину длины волны, вибросейсмическое воздействие до прекращения повышения притока флюида, отличающийся тем, что устанавливают шаг сетки добывающих скважин равным половине глубины залегания пласта, одновременно с добычей нефти из последних проводят последовательную закачку вытесняющего агента, загустителя и воды в пласт через нагнетательные скважины для поддержания пластового давления и синхронное вибросейсмическое воздействие от группы из N равноудаленных друг от друга наземных виброисточников, расположенных вокруг одной из крайних к контуру месторождения добывающей скважины на окружности радиуса R_к линейным частотно-модулированным сигналом
U(t) = A•cos[2πΦ(t)+Φ_o],
где A амплитуда, м;
Φ_o начальная фаза, град;

функция, описывающая изменение частоты сигнала;
f₁ nV / 2H низшая частота сигнала, Гц;

высшая частота сигнала, Гц;
t время, с;
n целое число, n H / h;
h толщина нефтеводяного слоя, м;
T длительность сигнала, с;
V скорость распространения продольной волны в интервале глубин (O H), м/с;
H глубина залегания нефтяного пласта, м;

Λ₁ длина волны низшей частоты сигнала виброизлучения;
K 1, 2, 3
а после повышения притока флюида вибросейсмическое воздействие линейным частотно-модулированным сигналом производят около другой добывающей скважины, двигаясь от контура нефтеносности к центру месторождения.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что последовательно проводят низкочастотное вибросейсмическое воздействие линейным частотно-модулированным сигналом кольцевой антенной с излучающей решеткой радиуса R₁ (K 1) из N подвижных виброисточников, кольцевой антенной с излучающей решеткой радиуса R₂ (K 2) до того момента, когда радиус решетки будет больше или равен четверти глубины залегания пласта, весь процесс последовательных воздействий повторяют.