RU2260684C1 - Способ разработки обводненного нефтяного месторождения - Google Patents
Способ разработки обводненного нефтяного месторождения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2260684C1 RU2260684C1 RU2004131442/03A RU2004131442A RU2260684C1 RU 2260684 C1 RU2260684 C1 RU 2260684C1 RU 2004131442/03 A RU2004131442/03 A RU 2004131442/03A RU 2004131442 A RU2004131442 A RU 2004131442A RU 2260684 C1 RU2260684 C1 RU 2260684C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- seismic
- oil
- probe
- frequency
- phase
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Использование: в нефтедобывающей промышленности, в частности при разработке обводненных нефтяных месторождений с помощью управляемых вибрационных источников, возбуждающих сейсмические волны с земной поверхности в пределах контура нефтеносности и вне его, и может быть использован при разработке нефтяных месторождений, находящихся в условиях активного водонапорного режима искусственного или естественного происхождения, а также для ускорения гравитационной сегрегации нефти и воды в крутопадающих пластах и залежах с большим этажом нефтеносности. Обеспечивает повышение нефтеотдачи за счет формирования гидродинамического отмывания стенок пор и трещин от адгезионно связанной с ними остаточной нефти в поле круговых траекторий смещения частиц. Сущность изобретения: на обводненном нефтяном месторождении, вскрытом по меньшей мере одной скважиной, определяют местонахождение участков месторождения с неподвижной нефтяной фазой. На уровне продуктивного пласта устанавливают сейсмический зонд, измеряют амплитуды и фазы вертикальной и двух горизонтальных составляющих сейсмических колебаний на различных частотах сейсмического воздействия. Определяют амплитуду и фазу суммарной горизонтальной составляющей для каждой частоты сейсмического воздействия. Воздействуют на пласт по меньшей мере одним или более источником колебаний с рабочей частотой. В качестве рабочей частоты выбирают частоту, при которой вертикальная и суммарная горизонтальная составляющие равны по амплитуде, но различаются по фазе на 90°. 4 з.п. ф-лы, 5 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненных нефтяных месторождений с помощью управляемых вибрационных источников, возбуждающих сейсмические волны с земной поверхности в пределах контура нефтеносности и вне его, и может быть использовано при разработке обводненных нефтяных месторождений, находящихся в условиях активного водонапорного режима искусственного или естественного происхождения, а также для ускорения гравитационной сегрегации нефти и воды в крутопадающих пластах и залежах с большим этажом нефтеносности.
Известен способ разработки нефтяного месторождения путем воздействия поверхностным источником сейсмических колебаний на обводненный участок залежи с неподвижной нефтяной фазой (А.с. СССР 1596081, Е 21 В 43/00, 1990). Сейсмическое воздействие проводят с перебором частот. Доминантную частоту пласта определяют по измерениям амплитудного спектра микросейсмического фона на глубине залегания продуктивного горизонта. Последующее сейсмическое воздействие проводят на доминантной частоте. Эффективный радиус зоны действия источника определяют по измерениям содержания нефти в продукции добывающих скважин. Источник сейсмических колебаний устанавливают в водонасыщенной части залежи за контуром нефтеносности и по мере обводнения месторождения перемещают к его центру.
Данный способ имеет низкую эффективность из-за неопределенности выбора пунктов сейсмического воздействия и пространственно-временной несогласованности с текущими геолого-техническими мероприятиями, которые проводятся на месторождении.
Известен также способ разработки нефтяного месторождения с помощью управляемого наземного вибрационного воздействия на участок месторождения, вскрытого по меньшей мере одной нагнетательной и одной эксплуатационной скважинами. Способ состоит в определении местоположения одного или более обводненного участка залежи с неподвижной нефтяной фазой и сейсмическом воздействии на пласт от одного или более источника колебаний (Патент РФ 2057906, Е 21 В 43/00, 1996).
Данный способ имеет низкую эффективность, так не учитываются изменения параметров смачиваемости нефтяных пластов при сейсмическом воздействии.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ разработки нефтяного месторождения, включающий вскрытие продуктивного пласта по меньшей мере одной скважиной, определение местонахождения участков месторождения с неподвижной нефтяной фазой и сейсмическое воздействие на них по меньшей мере одним и более источником колебаний с рабочей частотой. Проводят построение диаграммы направленности излучения источника колебаний по поперечным волнам и определяют по ней области максимальных амплитуд поперечных волн. Источник сейсмических колебаний устанавливают таким образом, чтобы граница обводненного участка месторождения с неподвижной нефтяной фазой и перфорированный интервал эксплуатационной скважины одновременно находились в области максимальных амплитуд поперечных волн. Сейсмическое воздействие осуществляют до необратимых изменений естественного электрического потенциала или скачкообразных изменений относительных фазовых проницаемостей по воде и нефти (Патент РФ 2197603, Е 21 В 43/16, 2003).
Данный способ имеет низкую эффективность, так как недостаточно полно используется поле сейсмического излучения источника колебаний и остается большая неопределенность в выборе частоты колебаний, необходимой для получения значимого технического и экономического эффекта.
Предлагаемым изобретением решается задача повышения нефтеотдачи за счет гидродинамического отмывания стенок пор и трещин от капель и пленок нефти с последующим их введением в фильтрационный поток.
Для достижения этого технического результата в способе разработки обводненного нефтяного месторождения, включающем вскрытие продуктивного пласта по меньшей мере одной скважиной, определение местонахождения участков месторождения с неподвижной нефтяной фазой и сейсмическое воздействие на них по меньшей мере одним и более источником колебаний с рабочей частотой, установку зонда на уровне продуктивного пласта, измерение амплитуд и фаз вертикальной и двух горизонтальных составляющих сейсмических колебаний при различных частотах сейсмического воздействия, определение амплитуды и фазы суммарной горизонтальной составляющей для каждой частоты сейсмического воздействия и выбор в качестве рабочей частоты такой частоты, при которой вертикальная и суммарная горизонтальная составляющие равны по амплитуде и различны по фазе на 90°.
Источник колебаний располагают на расстоянии (0.1-3.0) Н от точки вертикальной проекции зонда на поверхность месторождения, где Н - глубина продуктивного пласта, м.
В качестве зонда используют трехкомпонентный приемник сеймоакустических колебаний.
В качестве зонда используют трехкомпонентный скважинный снаряд, выполненный в виде трех взаимно перпендикулярных сейсмоприемников, расположенных друг над другом.
В качестве зонда используют трехкомпонентный скважинный снаряд, выполненный в виде трех сейсмоприемников, установленных наклонно относительно зонда.
Отличительными признаками предлагаемого способа являются: установка зонда на уровне продуктивного пласта, измерение амплитуд и фаз вертикальной и двух горизонтальных составляющих сейсмических колебаний при различных частотах сейсмического воздействия, определение амплитуды и фазы суммарной горизонтальной составляющей для каждой частоты сейсмического воздействия, выбор рабочей частоты, расположение источника колебаний и использование зонда различного типа. Это позволяет повысить нефтеотдачу за счет помещения участка месторождения с неподвижной нефтяной фазой в области круговых траекторий смещения частиц, где формируется установившийся режим гидродинамического отмывания стенок пор и трещин от адгезионно связанных с ними капель и пленок остаточной нефти.
Пласты нефтяных месторождений в большинстве своем характеризуются смешанным типом смачиваемости - крупные поры покрыты пленкой адсорбированной нефти и являются преимущественно гидрофобными, мелкие поры насыщены водой и являются преимущественно гидрофильными. Источник сейсмических колебаний, действующий на продуктивный пласт с земной поверхности, возбуждает колебания с разными траекториями. Наиболее значимыми с точки зрения приложения к достижению увеличения нефтеотдачи являются круговые траектории, когда вертикальная и суммарная горизонтальная составляющие равны по амплитуде и по фазе различаются на 90°. Такие колебания формируют гидродинамические внутрипоровые потоки вихревого типа, способствующие отмыванию стенок пор от адгезионно связанных с ними капель и пленок нефти с последующим вовлечением их в фильтрационные потоки, создаваемые макрогидродинамикой продуктивных пластов.
Способ разработки обводненного нефтяного месторождения поясняется чертежами, где на фиг.1 представлены траектории движения частиц геологической среды в диапазоне глубин от 500 до 660 м на расстоянии от 0 до 100 м от источника колебаний вертикальной силы, установленного на земной поверхности, при частоте колебаний 3 Гц, на фиг.2 - траектории движения частиц геологической среды в диапазоне глубин от 500 до 660 м на расстоянии от 0 до 100 м от источника колебаний вертикальной силы, установленного на земной поверхности, при частоте колебаний 8 Гц, на фиг.3 - схема гидродинамического отмывания капель нефти от стенок пор под действием вихревых потоков поровой воды, на фиг.4 - схема натурных экспериментов по определению рабочей частоты сейсмического воздействия на продуктивные пласты, на фиг.5 - зависимость амплитуды сейсмо акустического отклика на глубине продуктивного пласта от частоты сейсмического воздействия.
Способ разработки обводненного нефтяного месторождения осуществляется следующим образом.
На обводненном нефтяном месторождении, вскрытом по меньшей мере одной скважиной, определяют местонахождение участков месторождения с неподвижной нефтяной фазой. Такими участками могут быть, в частности, межскважинные целики нефти, слабо затронутые системой заводнения, или не полностью промытые водой зоны с диспергированной остаточной нефтью. На уровне продуктивного пласта устанавливают зонд. Измеряют амплитуды и фазы вертикальной и двух горизонтальных составляющих сейсмических колебаний при различных частотах сейсмического воздействия. Определяют амплитуду и фазу суммарной горизонтальной составляющей для каждой частоты сейсмического воздействия. В качестве рабочей частоты выбирают частоту, при которой вертикальная и суммарная горизонтальная составляющие равны по амплитуде и различны по фазе на 90°. Сейсмическое воздействие осуществляют на участки месторождения с неподвижной нефтяной фазой по сетке произвольных профилей. Сейсмическое воздействие осуществляют до дестабилизации целиков и необратимого изменения относительных фазовых проницаемостей продуктивного пласта по воде и нефти, соответствующего вовлечению остаточной нефтяной фазы в макрогидродинамические фильтрационные потоки. Источник колебаний располагают на расстоянии (0.1-3.0) Н от точки вертикальной проекции зонда на поверхность месторождения, где Н - глубина продуктивного пласта, м. В качестве зонда используют трехкомпонентный приемник сеймоакустических колебаний или трехкомпонентный скважинный снаряд, выполненный в виде трех взаимно перпендикулярных сейсмоприемников, расположенных друг над другом, или трехкомпонентный скважинный снаряд, выполненный в виде трех сейсмоприемников, установленных наклонно относительно зонда.
Эффективность предлагаемого способа демонстрируется на примерах теоретических расчетов и натурных экспериментов.
На фиг.1 и 2 представлены траектории движения частиц модельной геологической среды в диапазоне глубин от 500 до 660 м на расстоянии от 0 до 100 м от источника сейсмических колебаний вертикальной силы, установленного на земной поверхности, при частотах колебаний соответственно 3 и 8 Гц. Расчеты проведены для следующих параметров: радиус штампа 1.13 м, модуль сдвига среды 2.023·109 Па, коэффициент Пуассона 0.25, плотность 2.1 г/см3. Эти параметры соответствуют следующим скоростям распространения волн: продольных 1700 м/с, поперечных 981.5 м/с. Из этих диаграмм видно, что если при частоте 3 Гц круговая траектория частиц соответствует глубине 540 м и расстоянию от источника 40 м, то при частоте 8 Гц в этой точке траектория практически линейная, а положение круговой траектории смещается в область глубины 500 м на расстоянии от источника 100 м. Таким образом, области круговых траекторий в геологических средах при воздействии на них сейсмическими источниками вертикальной силы чрезвычайно чувствительны к частоте колебаний, что в натурных условиях усложняется вертикальными и горизонтальными неоднородностями геологического разреза.
Именно в областях круговых траекторий движения частиц геологической среды возникают условия для эффективного воздействия на диспергированную остаточную нефтяную фазу, адгезионно связанную со стенками пор. На фиг.3 представлена условная схема гидродинамического отмывания стенки круглой поры в поле круговой траектории смещения. На фиг.3а представлена круглая пора, заполненная водой, в нижней части которой находится капля нефти. Стрелкой по центру поры показано направление заводнения. Макрогидродинамический поток не влияет на сцепление нефти и твердой поверхности поры. Нефть остается неподвижной. На фиг.3б показана ситуация после начала сейсмического воздействия, при котором пора попала в область круговых траекторий колебаний. За счет этих колебаний внутри поры формируется вихревое течение. Несмотря на то, что амплитуда колебаний мала даже по сравнению с размером поры, в такой системе возникают условия для формирования интенсивных пристеночных потоков. В упрощенном виде механизм их образования таков: центробежная сила приводит к формированию расходящихся вихрей насыщающей пору воды, на контакте с твердой стенкой эти вихри тормозятся, в образующемся таким образом пограничном слое генерируется интенсивное течение, по достижении предельного сдвигового усилия капля нефти деформируется и затем отрывается от стенки. На фиг.3в показана ситуация, когда освободившиеся капли нефти вовлекаются в макро-гидродинамический поток и выносятся из поры. Дестабилизация структуры остаточной нефти на границе целиков нефти способствует их страгиванию и вовлечению в общий макропоток жидкостей.
При проведении натурных работ по сейсмическому воздействию на пласт проводят измерение амплитуд и фаз вертикальной и двух горизонтальных составляющих колебаний на уровне продуктивного пласта на разных расстояниях от пунктов сейсмического воздействия. Расчеты и опыт проведения таких измерений показывают, что оптимальным диапазоном расстояния источника колебаний от наблюдательной скважины является диапазон от 0.1Н до 3.0Н, где Н - глубина продуктивного пласта.
Для измерений амплитуд и фаз вертикальной и двух горизонтальных составляющих колебаний используют скважинные сейсмические зонды различной конструкции. Предпочтение отдают трехкомпонентному приемнику сеймоакустических колебаний, трехкомпонентному скважинному снаряду, выполненному в виде трех взаимно перпендикулярных сейсмоприемников, расположенных друг над другом, трехкомпонентному скважинному снаряду, выполненному в виде трех сейсмоприемников, установленных наклонно относительно оси зонда.
При использовании произвольно ориентированных по отношению к источнику колебаний зондов амплитуду и фазу суммарной горизонтальной составляющей вычисляются по правилу сложения векторов.
На фиг.4 представлена схема натурных измерений амплитуд и фаз вертикальной и двух горизонтальных составляющих в зависимости от частоты сейсмических колебаний и глубины установки зонда. Измерения в данном случае проводят по уровню сейсмической эмиссии. Очевидно, что при одинаковом расстоянии источника колебаний от вертикальной проекции зонда на поверхность месторождения, равном 1500 м, рабочая частота сейсмического воздействия на продуктивный пласт на глубине 1650 м составляет 22 Гц, а на глубине 1740 м - 20 Гц. На фиг.5 результаты этих измерений проиллюстрированы в виде зависимости амплитуды сейсмоакустического отклика от частоты сейсмического воздействия.
Если нефтяное месторождение является многопластовым, то рабочую частоту определяют для каждого продуктивного пласта и сейсмическое воздействие осуществляют на каждый пласт.
Использование предлагаемого изобретения позволяет повысить нефтеотдачу за счет гидродинамического отмывания стенок пор и трещин от капель и пленок нефти с последующим введением их в фильтрационный макропоток, не нарушая экологию.
Claims (5)
1. Способ разработки обводненного нефтяного месторождения, включающий вскрытие продуктивного пласта по меньшей мере одной скважиной, определение местонахождения участков месторождения с неподвижной нефтяной фазой и сейсмическое воздействие на них по меньшей мере одним и более источником колебаний с рабочей частотой, отличающийся тем, что на уровне продуктивного пласта устанавливают зонд, измеряют амплитуды и фазы вертикальной и двух горизонтальных составляющих сейсмических колебаний при различных частотах сейсмического воздействия, определяют амплитуду и фазу суммарной горизонтальной составляющей для каждой частоты сейсмического воздействия, а в качестве рабочей частоты выбирают частоту, при которой вертикальная и суммарная горизонтальная составляющие равны по амплитуде и различны по фазе на 90°.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что источник колебаний располагают на расстоянии (0,1-3,0) Н от точки вертикальной проекции зонда на поверхность месторождения, где Н - глубина продуктивного пласта, м.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве зонда используют трехкомпонентный приемник сейсмоакустических колебаний.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве зонда используют трехкомпонентный скважинный снаряд, выполненный в виде трех взаимно перпендикулярных сейсмоприемников, расположенных друг над другом.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве зонда используют трехкомпонентный скважинный снаряд, выполненный в виде трех сейсмоприемников, установленных наклонно относительно оси зонда.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2004131442/03A RU2260684C1 (ru) | 2004-10-29 | 2004-10-29 | Способ разработки обводненного нефтяного месторождения |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2004131442/03A RU2260684C1 (ru) | 2004-10-29 | 2004-10-29 | Способ разработки обводненного нефтяного месторождения |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2260684C1 true RU2260684C1 (ru) | 2005-09-20 |
Family
ID=35849041
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2004131442/03A RU2260684C1 (ru) | 2004-10-29 | 2004-10-29 | Способ разработки обводненного нефтяного месторождения |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2260684C1 (ru) |
-
2004
- 2004-10-29 RU RU2004131442/03A patent/RU2260684C1/ru not_active IP Right Cessation
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Nikolaevskiy et al. | Residual oil reservoir recovery with seismic vibrations | |
US6405796B1 (en) | Method for improving oil recovery using an ultrasound technique | |
US7628202B2 (en) | Enhanced oil recovery using multiple sonic sources | |
RU2291955C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
Johnson et al. | Sediment suspension and bed morphology in a mean shear free turbulent boundary layer | |
US8384389B2 (en) | Method of monitoring behavior of carbon dioxide in porous aquifer by using marine controlled-sources electromagnetic survey | |
CN109283584A (zh) | 应用于三维物理模拟的分布式光纤声波测试方法及装置 | |
RU2260684C1 (ru) | Способ разработки обводненного нефтяного месторождения | |
US9010420B2 (en) | Sonic oil recovery apparatus for use in a well | |
RU2548928C1 (ru) | Способ определения изменений параметров пористой среды под действием загрязнителя | |
US20120061077A1 (en) | Sonic Enhanced Oil Recovery System and Method | |
US9488037B2 (en) | Sonic oil recovery apparatus for use in a well | |
Wilkin et al. | The response of high density turbidity currents and their deposits to an abrupt channel termination at a slope break: Implications for channel–lobe transition zones | |
Mikhailov et al. | Dynamics of flow through porous media with unsteady phase permeabilities | |
US2805727A (en) | Method of etermining geological features | |
Grimstad et al. | Modelling medium-depth CO2 injection at the Svelvik CO2 field laboratory in Norway | |
RU2197603C1 (ru) | Способ разработки обводненного нефтяного месторождения | |
RU2354809C1 (ru) | Способ разработки нефтегазовых месторождений с низкой вертикальной проницаемостью | |
RU2143554C1 (ru) | Акустический способ воздействия на скважину и пласт месторождений полезных ископаемых "арсип" | |
RU2057906C1 (ru) | Способ разработки обводненного нефтяного месторождения | |
RU2268996C2 (ru) | Способ разработки углеводородной залежи с физическим воздействием на геологическую среду | |
RU2163660C1 (ru) | Способ разработки обводненного нефтяного месторождения и устройство для его осуществления | |
Lopuchov | Vibroseismic simulation for rehabilitation of water flooded reservoirs | |
RU2140534C1 (ru) | Способ акустического воздействия на нефтегазоносный пласт | |
RU2193649C2 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20061030 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20091030 |