RU2193649C2 - Способ разработки нефтяной залежи - Google Patents
Способ разработки нефтяной залежи Download PDFInfo
- Publication number
- RU2193649C2 RU2193649C2 RU2000132597/03A RU2000132597A RU2193649C2 RU 2193649 C2 RU2193649 C2 RU 2193649C2 RU 2000132597/03 A RU2000132597/03 A RU 2000132597/03A RU 2000132597 A RU2000132597 A RU 2000132597A RU 2193649 C2 RU2193649 C2 RU 2193649C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- elastic vibrations
- reservoir
- oil
- formation
- action
- Prior art date
Links
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтегазовых месторождений методом заводнения в осложненных условиях. Обеспечивает повышение эффективности способа путем снижения энергетических затрат, минимизации непроизводительных потерь энергии упругих колебаний, увеличения охвата пласта заводнением. Способ включает заводнение пласта при одновременном воздействии упругими колебаниями и отбор пластовой жидкости. Согласно изобретению осуществляют воздействие упругими колебаниями, амплитудные и частотные параметры которых определяют из условия минимума порогово-энергетического критерия: 
где ξ и 
- соответственно колебательное смещение и колебательное ускорение частиц среды;
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке методом заводнения нефтегазовых месторождений с осложненным геологическим строением коллекторов, со слоисто-неоднородными пластами, пониженной проницаемостью и т. д.
Известен способ разработки нефтяной залежи (Патент США 3990512 НКИ 166-249), включающий воздействие на пласт упругими колебаниями с частотой 50-105 Гц. Недостатком способа является низкая эффективность в осложненных условиях разработки из-за низкого охвата пласта воздействием, ограниченная область применения.
Известен также способ (Патент США 4417621 НКИ 166-249), который заключается в воздействии на пласт в диапазоне частот от 0,1 до 500 Гц при амплитуде вибросмещения около 
(ангстрем). Недостатком способа является ограничение зоны охвата пласта воздействием из-за больших энергетических затрат на осуществление воздействия, обусловленных расхождением и значительным затуханием энергии упругих волн в газонасыщенных продуктивных коллекторах.
Известны также способ разработки нефтяных месторождений (Патент РФ 2117141, кл. Е 21 В 43/20, опубл. в Б.И. 22, 98 г.), включающий вытеснение нефти из пласта заводнением через нагнетательные скважины и постоянное или периодическое импульсное воздействие через забои как эксплуатационных, так и нагнетательных скважин, и способ повышения нефтеотдачи (патент Р.Ф. 2122109, кл. Е 21 В 43/35, опубл. в Б.И. 32, 98 г.), в котором предложено воду закачивать в скважину через установленный на забое нагнетательной скважины гидродинамический излучатель упругих колебаний в диапазоне частот от 1 до 45 кГц.
Недостатком этих способов является низкая эффективность воздействия, обусловленная высоким затуханием и расхождением энергии ударных и высокочастотных упругих волн в породах нефтяного пласта, большими энергетическими затратами.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является "Способ обработки обводненной залежи" (Патент США 3754598 НКИ 166-249) путем нагнетания в пласт вытесняющей жидкости при одновременной передаче волнового воздействия на пласт с амплитудой давления, превышающей пластовое давление на 0,07-3,5 МПа и частотой 0,001-25 Гц.
Недостатком способа является недостаточно высокая эффективность, обусловленная рассеиванием энергии колебаний в окружающей пласт непродуктивной среде, существенные энергетические затраты, связанные с необходимостью длительного непрерывного воздействия.
Задачей изобретения является повышение эффективности способа путем снижения энергетических затрат, минимизации непроизводительных потерь энергии упругих колебаний, увеличения охвата пласта заводнением.
Поставленная задача решается тем, что в известном способе обработки залежи, включающем заводнение пласта и отбор пластовой жидкости при одновременном воздействии упругими колебаниями, согласно изобретению осуществляют воздействие упругими колебаниями, амплитудные и частотные параметры которых определяют из условия минимума порогово-энергетического критерия 
, где ξ и 
- соответственно колебательное смещение и колебательное ускорение частиц среды, 
- характерный диаметр поровых каналов коллектора, g - ускорение свободного падения, а и b - безразмерные опытные коэффициенты, при этом воздействие упругими колебаниями осуществляют до улучшения эксплуатационных показателей работы добывающих скважин, а при их ухудшении цикл воздействия повторяют.
При этом возможно, что:
а) в начале заводнения мощность источника упругих колебаний выбирают минимальной, а по мере разработки последовательно повышают;
б) частоту воздействия упругими колебаниями выбирают в диапазоне 0,1-800 Гц;
в) частоту воздействия упругими колебаниями выбирают с учетом резонансных и/или волноводных свойств пластовых систем;
г) воздействие упругими колебаниями осуществляют гидродинамическим генератором колебаний давления, работающим на энергии потока закачиваемой в пласт жидкости и расположенным в интервале пласта по крайней мере в одной нагнетательной скважине;
д) в качестве гидродинамического генератора выбирают генератор, выполненный на основе вихревых центробежных форсунок не менее чем с двумя напорными ступенями противоположной закрутки.
а) в начале заводнения мощность источника упругих колебаний выбирают минимальной, а по мере разработки последовательно повышают;
б) частоту воздействия упругими колебаниями выбирают в диапазоне 0,1-800 Гц;
в) частоту воздействия упругими колебаниями выбирают с учетом резонансных и/или волноводных свойств пластовых систем;
г) воздействие упругими колебаниями осуществляют гидродинамическим генератором колебаний давления, работающим на энергии потока закачиваемой в пласт жидкости и расположенным в интервале пласта по крайней мере в одной нагнетательной скважине;
д) в качестве гидродинамического генератора выбирают генератор, выполненный на основе вихревых центробежных форсунок не менее чем с двумя напорными ступенями противоположной закрутки.
е) воздействие упругими колебаниями осуществляют по крайней мере одним сейсмоакустическим источником с поверхности земли;
ж) воздействие упругими колебаниями осуществляют сейсмоакустическим источником колебаний с поверхности земли дополнительно к воздействию гидродинамическим генератором из скважины;
з) в пласт нагнетают водные растворы химреагентов, например поверхностно-активных веществ, полимеров и др.;
и) в пласт закачивают оторочки гелеобразующих и/или осадкообразующих композиций химреагентов;
к) закачкой жидкости через гидродинамический генератор по крайней мере в одной нагнетательной скважине производят гидроразрыв пласта с закреплением трещин от смыкания;
л) воздействие упругими колебаниями осуществляют в сочетании с тепловым и/или другими физическими воздействиями, например магнитным, электрическим, электромагнитным.
ж) воздействие упругими колебаниями осуществляют сейсмоакустическим источником колебаний с поверхности земли дополнительно к воздействию гидродинамическим генератором из скважины;
з) в пласт нагнетают водные растворы химреагентов, например поверхностно-активных веществ, полимеров и др.;
и) в пласт закачивают оторочки гелеобразующих и/или осадкообразующих композиций химреагентов;
к) закачкой жидкости через гидродинамический генератор по крайней мере в одной нагнетательной скважине производят гидроразрыв пласта с закреплением трещин от смыкания;
л) воздействие упругими колебаниями осуществляют в сочетании с тепловым и/или другими физическими воздействиями, например магнитным, электрическим, электромагнитным.
Сущность предлагаемого изобретения заключается в следующем.
В процессе заводнения при вытеснении нефти водой в пласте образуется переходная зона по насыщенности пористой среды водой и нефтью - фронт вытеснения или водонефтяной контакт. Строение этой зоны и распределение насыщенностей фазами определяются в основном капиллярными силами, степенью неоднородности пласта, а также гидродинамическим напором фильтрации флюидов. Вследствие неравномерности размеров пор в процессе вытеснения вода с меньшей вязкостью опережает нефть, при этом на картину изменения водонасыщенности по простиранию пласта оказывает значительное влияние также макронеоднородность пласта - его слоистость, наличие зон и участков с различными коллекторскими свойствами. На вытеснение нефти оказывает влияние так называемый кинетический гистерезис смачивания, обусловленный проявлением сил поверхностного натяжения на границе нефть-вода и взаимодействием жидких фаз с твердой поверхностью порового скелета. Поэтому в большинстве случаев фронт вытеснения существенно неравномерен, возникают прорывы воды по высокопроницаемым слоям. При зональной неоднородности залежи могут оставаться довольно большие целики нефти, образование которых вызвано неполнотой охвата пласта заводнением за счет вязкостной и гравитационной неустойчивости фронта вытеснения. За фронтом вытеснения в промытой зоне остается капиллярно-удержанная нефть. Остаточная нефть и фазы в переходной зоне находятся в метастабильном состоянии, вызванном во многом капиллярными силами, в том числе и кинетическим гистерезисом смачивания. Воздействие упругими колебаниями позволяет снизить влияние капиллярных сил и вовлечь в движение остаточную нефть и увеличить фазовые проницаемости нефти и воды в переходной зоне.
В предлагаемом изобретении воздействие упругими колебаниями назначается в соответствии с геолого-физическими характеристиками обрабатываемой залежи. Уровень оптимального воздействия упругими колебаниями определяется не столько их интенсивностью 
(ρс - импеданс среды), сколько соотношением параметров: колебательного ускорения 
и смещения ξ частиц среды.
При воздействии упругими колебаниями с соотношением величин 
/ag≥1 (g - ускорение свободного падения) и 
(
- характерный диаметр поровых каналов среды) в поровых каналах становится заметным действие инерционных сил, которые при взаимодействии с капиллярными силами способствуют уменьшению действия капиллярных сил и кинетического гистерезиса смачивания, снижают влияние вязкости на движение нефти в крупных и мелких порах, способствуют увеличению фазовых проницаемостей, мобилизации изолированных, окруженных водой кластеров нефти. Возрастает роль гидродинамического напора фильтрации, характер фазового вытеснения становится близким к поршневому, фронт вытеснения выравнивается - происходит более полное вытеснение нефти из пласта. Здесь а и b - безразмерные опытные коэффициенты (0,1≤а≤1; 0,1≤b≤1), которые зависят от свойств взаимодействующих жидких и твердой фаз в пористой среде и особенностей ее структуры. При этом рациональный уровень осуществляемого воздействия определяется величиной 
, определяемой как порогово-энергетический критерий воздействия упругими колебаниями. Минимум величины G соответствует заметному проявлению фильтрационных эффектов в пласте при оптимальных энергетических затратах. При слоистой неоднородности пластов выбирается максимальный из характерных диаметров поровых каналов прослоев или пропластков.
В обводненных пластах с большим количеством остаточной нефти в виде изолированных скоплений, линз большую роль играют процессы капиллярной пропитки и гравитационно-капиллярной сегрегации, являющиеся факторами доизвлечения нефти из малопроницаемых участков, перемещению ее в охваченные фильтрацией зоны пласта. Соответствующее порогово-энергетическому критерию воздействие упругими колебаниями способствует значительному усилению данных процессов. Скорости капиллярного пропитывания становятся сравнимыми со скоростями напорной фильтрации, что способствует повышению фазовой проницаемости для воды в низкопроницаемых зонах, выравниванию зоны вытеснения, увеличению охвата пласта заводнением как по толщине, так и по площади и притоку добавочной нефти к добывающим скважинам.
В процессе вытеснения нефти и продвижения фронта производится анализ расходно-напорных показателей по нагнетательным скважинам, а также дебитов, обводненности, динамических уровней и других эксплуатационных показателей по добывающим скважинам. Кроме того, производятся геофизические исследования по определению полноты вытеснения нефти и положения в пласте фронта вытеснения. При достижении улучшения эксплуатационных параметров добывающих скважин, чему соответствует максимальное выравнивание фронта вытеснения, воздействие прекращают, продолжают заводнение. Цикл воздействия периодически повторяют по мере заметного ухудшения показателей заводнения.
Таким образом, оптимизация амплитудно-частотного режима воздействия упругими колебаниями и его цикличность, определяемая откликом заводняемого пласта на осуществляемое воздействие, позволяют существенно понизить энергетические затраты на осуществление способа.
В начале заводнения при близком к нагнетательным скважинам расположении фронта вытеснения целесообразно уменьшать мощность воздействия до величины, которая достаточна для обеспечения критериальных параметров упругих колебаний в зоне обработки (на фронте вытеснения нефти водой), а по мере продвижения фронта в глубь пласта мощность воздействия последовательно доводится до номинальной. Повышение мощности воздействия также производят при каждом очередном повторении цикла воздействия в соответствии с приращением расстояния до фронта вытеснения. Если способ осуществляется для ранее заводненного пласта, то сразу зону обработки углубляют до ближайшей к нагнетательной скважине неоднородности насыщенности пласта (целика нефти, линзы и т.п.), а в некоторых случаях, например при высокой промытости пласта, мощность сразу задается номинальной. В первом случае производится последовательный перенос зоны обработки в сторону добывающей скважины при возникновении вала вытесненной из неоднородности нефти, а в последнем осуществляется воздействие на пласт в целом с целью мобилизации рассеянной остаточной нефти и ее доизвлечения как из пропластков с низкой проницаемостью, так и из изолированных скоплений.
Целесообразно частоту воздействия выбирать в диапазоне 0,1-800 Гц. Этот диапазон определен исходя из геолого-физических параметров нефтяных пластов и частотной избирательности наблюдаемых в насыщенной пористой среде полезных эффектов колебательного воздействия. Исходя из известного соотношения, связывающего частоту колебаний с колебательным смещением и ускорением 
, для нижнего кондиционного предела проницаемости нефтенасыщенных пластов в 0,001 мкм2 (
=0,39 мкм) для критериальных значений 
/ag≥1 и 
при а≈b вытекает верхний рациональный предел f*≈800 Гц. Воздействие с большими частотами энергетически невыгодно, так как при больших частотах для достижения требуемой критериальной величины колебательного смещения требуется повышение мощности воздействия. Воздействие с большими частотами также неэффективно вследствие низкочастотной избирательности возникновения полезных эффектов. Для частоты ниже нижнего предела f*=0,1 Гц резкое возрастание мощности воздействия требуется уже для достижения критериального значения колебательного ускорения.
Увеличение глубины и охвата пласта воздействием можно достигать выбором частоты воздействия в данном диапазоне с учетом резонансных и волноводных свойств пластовых систем. При воздействии на волноводной частоте существенно увеличивается глубина и охват пласта воздействием, а следовательно, и его эффективность.
Воздействие упругими колебаниями на пласты можно осуществлять с помощью помещенных на забой нагнетательных скважин гидродинамических генераторов, которые работают на энергии потока закачиваемой в пласт воды. Данные генераторы наиболее просто адаптируются к технологической инфраструктуре систем заводнения и при достаточно высоком КПД могут обеспечивать требуемые энергетические параметры воздействия.
Целесообразно в качестве гидродинамических генераторов использовать генераторы, выполненные на основе вихревых центробежных форсунок не менее чем с двумя напорными ступенями противоположной закрутки. Подобные генераторы обладают повышенной эффективностью генерации в широком диапазоне изменения напорно-расходных параметров нагнетания рабочей жидкости, надежно работают, начиная со сравнительно малых значений данных параметров, имеют возможность регулирования частоты генерации упругих колебаний, обладают высоким гидравлико-акустическим КПД, что позволяет весьма эффективно их использовать при работе от кустовых насосных станций, имеющих ограниченные напорные характеристики нагнетания.
В случае близко залегающих к поверхности пластов для осуществления воздействия возможно использование установленного на поверхности земли мощного сейсмоакустического источника, который может использоваться как в качестве основного, так и как дополнительный к гидродинамическим скважинным генераторам. В сложных геолого-физических условиях применяется система размещения источников и генераторов, использующая также горизонтально-разветвленные скважины, позволяющая создавать в выбранных областях пласта требуемые критериальные параметры упругих колебаний. При этом для оценки глубин эффективного воздействия рассчитываются, как описано выше, картины пространственно-энергетического распределения энергии упругих колебаний в пласте.
В осложненных условиях разработки залежи с целью повышения эффективности вытеснения в нагнетаемую в пласт воду можно добавлять химреагенты. В сочетании с воздействием упругими колебаниями действие растворов химреагентов резко интенсифицируется, возникают синергетические эффекты, приводящие к существенному, кратному повышению эффективности заводнения.
В качестве химреагентов в сочетании с воздействием упругими колебаниями целесообразно использовать растворы поверхностно-активных веществ (ПАВ), гелеобразующие или осадкообразующие составы. Действие ПАВ направлено на изменение и регулирование молекулярно-поверхностных свойств контактирующих жидких фаз нефти воды, газа и твердой фазы коллектора. В зависимости от геолого-физических условий и конкретной задачи применяют неиногенные, анионактивные и катионактивные ПАВ, которые обладают способностью снижать поверхностное натяжение на границах раздела фаз и изменять угол смачивания, то есть гидрофобизировать или гидрофилизировать твердую поверхность порового скелета. Степень вытеснения нефти кратно повышается при воздействии упругими колебаниями с применением неионогенных и анионактивных, гидрофилизующих ПАВ (виброфильное воздействие), существенное снижение водонасыщенности пористой среды, уменьшение набухания глин и повышение проницаемости происходит с применением катионактивных, гидрофобизующих ПАВ (виброфобное воздействие).
На нефтяных залежах с повышенной слоистой неоднородностью пластов, на которых наблюдается быстрый прорыв воды по пропласткам с повышенной проницаемостью, целесообразно при воздействии упругими колебаниями закачивать в пласт оторочки осадкообразующих и/или гелеобразующих составов. Упругие колебания устраняют преждевременное проявление их вязко-упругости, способствуют более полному и глубокому проникновению изолирующих компонентов в пласт, положительно влияют на гелеобразование, улучшают адгезию изолирующего материала к поверхности породы. Происходящее при колебательном воздействии уменьшение объема связанной воды в порах коллектора интенсифицирует протекание химических реакций. Все это в целом существенно упрочняет образующиеся в ходе закачки изолирующие "экраны". Достигается эффективная изоляция прорывов воды и вовлечение в разработку низкопроницаемых пропластков.
На нагнетательных скважинах, вскрывающих пласты с низкой проницаемостью коллекторов порядка 10-2 мкм2 и ниже, при проницаемости, близкой к кондиционному пределу, целесообразно закачкой жидкости через гидродинамический генератор производить гидроразрыв пласта с закреплением трещин от смыкания. Колебания давления, возбуждаемые на забое скважины, создают в приствольной зоне упругие знакопеременные напряжения, способствующие образованию большого числа "микрозародышей" трещин, при этом микротрещины и первичная трещина гидроразрыва образуется при существенно меньшем давлении нагнетания жидкости в пласт, в пласте образуется более глубокая и разветвленная сеть трещин, приводящая к увеличению охвата пласта заводнением. Образованные трещины можно закреплять с помощью известных приемов, например закачкой взвеси отсортированной песчаной фракции, при этом облегчается перенос песчаной фракции в глубь трещин, происходит более равномерное заполнение трещин, возрастает остаточная раскрытость и эффективность гидроразрыва.
Целесообразно воздействие упругими колебаниями осуществлять в сочетании с тепловым и/или другими физическими воздействиями, например магнитным, электрическим, электромагнитным. Воздействие упругими колебаниями заметно интенсифицирует процессы теплопереноса и массообмена, в сочетании с другими физическими полями возникают термодинамические эффекты, в определенных условиях приводящие к кратному повышению эффективности способа. Например, тепловое воздействие преимущественно следует применять при заводнении пластов с повышенной вязкостью нефти и пониженной пластовой температурой. В этих же случаях полезно применять воздействие переменным электромагнитным полем или электрическим током. Сочетание с магнитным полем полезно для воздействия на пласты с повышенной глинистостью (устранение повышенного набухания глин), а также при отложениях солей, парафинов и газгидратов.
Способ осуществляют следующим образом.
На нефтяной залежи продуктивный пласт вскрывается, по крайней мере, одной добывающей и одной нагнетательной скважинами, которые могут быть вертикальными, наклонными или горизонтальными.
Предварительно проводятся геофизические исследования, изучение кернового материала и определяются необходимые для расчетов пространственно-энергетического распределения упругих колебаний параметры продуктивного пласта и вмещающих пород. Проводятся фильтрационные исследования на кернах в поле упругих колебаний и определяются опытные коэффициенты а и b порогово-энергетического критерия. Из условия минимума данного критерия оцениваются требуемые амплитудно-частотные критериальные параметры воздействия упругими колебаниями 
и ξ*.
Частота воздействия в диапазоне 0,1-800 Гц выбирается исходя из волноводно-сейсмоакустических свойств пласта, а номинальная мощность исходя из расстояния до добывающей скважины. Осуществляются расчеты по компьютерной программе кривых пространственно-энергетического распределения энергии упругих колебаний скважинного виброисточника для различных частот, выбирается оптимальная частота воздействия и определяется с учетом максимального расстояния до добывающей скважины и необходимости достижения критериальных параметров 
и ξ при известном 
номинальная амплитудная величина колебания давления на стенке скважины. При этом амплитуда колебаний давления на стенке скважины не должна превышать критического значения вибрационой выносливости цементного кольца.
Обустраивается система нагнетания воды в нагнетательные скважины и в последние на спускаемых трубах устанавливаются гидродинамические генераторы упругих колебаний. В неглубокозалегающих пластах на поверхности устанавливается сейсмоакустический источник, как в качестве основного, а также как дополнительный. Далее одновременно с воздействием упругими колебаниями осуществляют заводнение пласта (обычной водой, водой с добавкой химреагентов) через нагнетательные скважины и отбор вытесняемой нефти через добывающие скважины. При наличии активных краевых вод возможно сохранение естественного вытеснения нефти водой с соответствующим расположением скважин, через которые производится излучение энергии упругих колебаний в пласт.
В начале заводнения мощность воздействия выбирается минимальной, достаточной для достижения критериальных параметров упругих колебаний на близко расположенном от нагнетательных скважин фронте вытеснения.
В процессе вытеснения нефти производится анализ замеров расходно-напорных показателей по нагнетательным скважинам, а также эксплуатационных показателей добывающих скважин (дебитов, динамических уровней и др.) Проводятся геофизические исследования по оценке полноты вытеснения и положения в пласте фронта вытеснения.
По достижению стабилизации эксплуатационных характеристик работы добывающих скважин воздействие упругими колебаниями прерывают и возобновляют по мере заметного ухудшения показателей заводнения. При каждом очередном повторении воздействия производят повышение мощности колебательного воздействия в соответствии с приращением расстояния до фронта вытеснения.
Если способ осуществляется для ранее заводненного пласта, то в отличие от описанной выше последовательности, проводятся предварительные геофизические исследования, оценка по площади степени выработанности и нефтенасыщенности пласта, а выбор начальной мощности воздействия осуществляется в зависимости от расстояния до ближайшей к нагнетательной скважине неоднородности (целика нефти, линзы и т. д.) Далее производится последовательный перенос зоны обработки в сторону добывающей скважины при возникновении вала вытесненной нефти из застойных зон и целиков неоднородного пласта.
Пример осуществления способа.
Нефтяное месторождение относится к залежам многопластового типа. Глубина залегания продуктивных горизонтов 1340-2470 м. Выбранный для осуществления способа участок разбурен 3-мя нагнетательными и 10-ю эксплуатационными скважинами. Продуктивный пласт ДI, сложен песчаниками и алевролитами кварцевого состава. Коллекторы залегают в виде полосовидных зон. Ширина полос 3000 - 300 м. Скважины вскрывают пласт толщиной 10 м, пористость 18%. Фазовая проницаемость коллектора по нефти 0,142 мкм2, максимальный характерный диаметр поровых каналов 
=9,5 мкм, плотность пластовой нефти 819 кг/м3, вязкость пластовой нефти 3,0 мПа•с.
Вмещающие породы с пористостью менее 3%, проницаемостью порядка 0,03 мкм2 насыщены пластовой водой с плотностью 1180 кг/м3 и вязкостью 1,17 МПа•с. Плотность материала породы коллектора 2650 кг/м3, материала вмещающих пород 2850 кг/м3. Сжимаемость породы коллектора и вмещающих пород 0,3•10-4 МПа-1. Сжимаемость пористого скелета коллектора 0,199•10-3 МПа-1, вмещающих пород - 0,1•10-3 МПа-1. Сжимаемость пластовой нефти 0,14•10-2 МПа-1, пластовой воды - 0,46•10-3 МПа-1. Модуль сдвига для породы коллектора 0,48•103 МПа, для вмещающих пород - 0,52•103 МПа.
Средняя приемистость нагнетательной скважины в начале заводнения составляет 150 м3/сут. Среднее расстояние до добывающих скважин 120 м. Средний дебит эксплуатационной скважины 35 т/сут при обводненности 12%.
Оцененные опытным путем коэффициенты порогово-энергетического критерия равны a=0,1, b=0,1. Следовательно, из условия минимума данного критерия критериальные параметры воздействия равны 
=0,1g, 
.
В нагнетательные скважины на насосно-компрессорных трубах помещают вихревые гидродинамические генераторы с двухвихревой центробежной форсункой типа ГД2В-6, конструкции авторов.
В процессе разработки производится текущий анализ данных расходометрии, геофизические исследования и скважинные замеры.
Исходя из мощности пласта и других вышеприведенных параметров участка залежи, по компьютерной программе рассчитываются кривые пространственно-энергетического распределения энергии скважинного гидродинамического генератора в пласте, выбирается оптимальная частота воздействия в 30 Гц и определяется, с учетом максимального расстояния до добывающей скважины и необходимости достижения критериальных параметров 
и ξ при известном 
, номинальная величина амплитуды колебаний давления на стенке скважины в 3,0 МПа.
Производится закачка воды в нагнетательные скважины и одновременно в течение 5 суток осуществляется воздействие упругими колебаниями при минимальной мощности генератора и амплитуде колебаний давления на забое, равной 1,5 МПа. Средний дебит добывающей скважины достигает значения 42 т/сут, при обводненности 10%, далее показатели заводнения стабилизируются, и воздействие прерывают. Спустя 10 суток, после ухудшения промысловых показателей добывающих скважин - падения среднего дебита до 37 т/сут и роста обводнености до 15% - воздействие возобновляют, причем производится постепенное повышение мощности работы генераторов вплоть до начала заметного изменения (улучшения) замерных дебитных показателей. По результатам исследований на определенной стадии заводнения положение фронта вытеснения определяется средним расстоянием в 40 м, оцененное на основании компьютерных расчетов требуемая величина амплитуды колебаний давления на забое равна 2,5 МПа.
Данный процесс периодически повторяют в течение заводнения участка, причем время воздействия в каждом последующем цикле возрастает на 1-2 суток, а время прерывания цикла - 5-10 суток. При каждом последующем воздействии мощность генераторов поднимают вплоть до номинальной величины.
Использование изобретения позволяет существенно повысить эффективность воздействия упругими колебаниями с целью извлечения добавочной нефти при заводнении за счет оптимизации амплитудно-частотных режимов воздействия для создания наиболее благоприятных условий для эффективного вытеснения нефти из пластов, в особенности пластов сложного геологического строения, увеличения охвата пласта заводнением, минимизации непроизводительных потерь энергии воздействующих на продуктивную среду пласта упругих колебаний, снижения энергетических затрат.
Claims (12)
1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий заводнение пласта при одновременном воздействии упругими колебаниями и отбор пластовой жидкости, отличающийся тем, что осуществляют воздействие упругими колебаниями, амплитудные и частотные параметры которых определяют из условия минимума порогово-энергетического критерия G:
где ξ и
- соответственно колебательное смещение и колебательное ускорение частиц среды;
- характерный диаметр поровых каналов коллектора;
g - ускорение свободного падения;
а и b - безразмерные опытные коэффициенты,
при этом воздействие производят до улучшения эксплуатационных показателей работы добывающих скважин, а при их ухудшении цикл воздействия повторяют.
где ξ и
g - ускорение свободного падения;
а и b - безразмерные опытные коэффициенты,
при этом воздействие производят до улучшения эксплуатационных показателей работы добывающих скважин, а при их ухудшении цикл воздействия повторяют.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в начале заводнения мощность источника упругих колебаний выбирают минимальной, а по мере разработки последовательно повышают.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что частоту воздействия упругими колебаниями выбирают в диапазоне 0,1-800 Гц.
4. Способ по п. 1 или 3, отличающийся тем, что частоту воздействия упругими колебаниями выбирают с учетом резонансных и/или волноводных свойств пластовых систем.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что воздействие упругими колебаниями осуществляют гидродинамическим генератором колебаний давления, работающим на энергии потока закачиваемой в пласт жидкости и расположенным в интервале пласта по крайней мере в одной нагнетательной скважине.
6. Способ по п. 1 или 5, отличающийся тем, что в качестве гидродинамического генератора выбирают генератор, выполненный на основе вихревых центробежных форсунок не менее чем с двумя напорными ступенями противоположной закрутки.
7. Способ по одному из пп. 1, 5 и 6, отличающийся тем, что воздействие упругими колебаниями осуществляют по крайней мере одним сейсмоакустическим источником с поверхности земли.
8. Способ по одному из пп. 1, 5-7, отличающийся тем, что воздействие упругими колебаниями осуществляют сейсмоакустическим источником колебаний с поверхности земли дополнительно к воздействию гидродинамическим генератором из скважины.
9. Способ по одному из пп. 1-8, отличающийся тем, что в пласт нагнетают водные растворы химреагентов, например поверхностно-активных веществ, полимеров.
10. Способ по одному из пп. 1-9, отличающийся тем, что в пласт закачивают оторочки гелеобразующих и/или осадкообразующих композиций химреагентов.
11. Способ по одному из пп. 1-10, отличающийся тем, что закачкой жидкости через гидродинамический генератор по крайней мере в одной нагнетательной скважине производят гидроразрыв пласта с закреплением трещин от смыкания.
12. Способ по одному из пп. 1-11, отличающийся тем, что воздействие упругими колебаниями осуществляют в сочетании с тепловым и/или другими физическими воздействиями, например магнитным, электрическим, электромагнитным.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000132597/03A RU2193649C2 (ru) | 2000-12-25 | 2000-12-25 | Способ разработки нефтяной залежи |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000132597/03A RU2193649C2 (ru) | 2000-12-25 | 2000-12-25 | Способ разработки нефтяной залежи |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2193649C2 true RU2193649C2 (ru) | 2002-11-27 |
| RU2000132597A RU2000132597A (ru) | 2002-12-10 |
Family
ID=20243993
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2000132597/03A RU2193649C2 (ru) | 2000-12-25 | 2000-12-25 | Способ разработки нефтяной залежи |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2193649C2 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2444615C1 (ru) * | 2010-08-26 | 2012-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Экспертгрупп" | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2447273C1 (ru) * | 2010-09-08 | 2012-04-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Способ акустического выравнивания фронта заводнения нефтяного пласта |
| RU2582688C1 (ru) * | 2015-04-28 | 2016-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью "НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ" /НОВОТЕХ+/ | Способ повышения нефтеотдачи пластов генерированием волн по природным волноводам |
-
2000
- 2000-12-25 RU RU2000132597/03A patent/RU2193649C2/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2444615C1 (ru) * | 2010-08-26 | 2012-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Экспертгрупп" | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2447273C1 (ru) * | 2010-09-08 | 2012-04-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Способ акустического выравнивания фронта заводнения нефтяного пласта |
| RU2582688C1 (ru) * | 2015-04-28 | 2016-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью "НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ" /НОВОТЕХ+/ | Способ повышения нефтеотдачи пластов генерированием волн по природным волноводам |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Nikolaevskiy et al. | Residual oil reservoir recovery with seismic vibrations | |
| CA2386459C (en) | Method for improving oil recovery by delivering vibrational energy in a well fracture | |
| Alhomadhi et al. | Experimental application of ultrasound waves to improved oil recovery during waterflooding | |
| RU2366806C1 (ru) | Способ физического воздействия при разработке углеводородной залежи и скважинная установка для его осуществления | |
| RU2231631C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| WO2011145979A1 (ru) | Способ обработки продуктивного пласта и скважинное оборудование для его осуществления | |
| RU2513895C1 (ru) | Способ разработки нефтяных залежей | |
| HU213807B (en) | Method of extracting gas from fluid-bearingstrata | |
| RU2193649C2 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2135750C1 (ru) | Способ разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта | |
| Poplygin et al. | Assessment of the Elastic-Wave Well Treatment in Oil-Bearing Clastic and Carbonate Reservoirs | |
| US9488037B2 (en) | Sonic oil recovery apparatus for use in a well | |
| RU2377398C1 (ru) | Способ разработки углеводородной залежи | |
| RU2281387C2 (ru) | Способ воздействия на флюид нефтяных месторождений при добыче нефти | |
| RU2662724C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором | |
| RU2584191C2 (ru) | Способ гидравлического разрыва продуктивного пласта | |
| RU2526922C2 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2136859C1 (ru) | Способ разработки нефтяных месторождений | |
| RU2636988C1 (ru) | Способ извлечения нефти, газа, конденсата из скважины | |
| RU2186953C2 (ru) | Способ добычи нефти из пласта | |
| RU2215126C2 (ru) | Способ восстановления и поддержания продуктивности скважины | |
| RU2187620C2 (ru) | Способ изоляции вод в порово-трещиноватых коллекторах нефти | |
| RU2209952C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2282020C2 (ru) | Способ добычи нефти | |
| RU2143554C1 (ru) | Акустический способ воздействия на скважину и пласт месторождений полезных ископаемых "арсип" |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20051226 |