SU1596081A1 - Способ разработки обводненного нефт ного месторождени - Google Patents

Abstract

Изобретение относитс  к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам доразработки обводненных нефт ных месторождений. Цель изобретени  - повышение конечной нефтеотдачи за счет восстановлени  подвижности защемленной нефти в смеси пластовых флюидов. Пласт вскрывают скважинами и производ т добычу жидкости через куст добывающих скважин. Наход т обводненный участок месторождени  с неподвижной нефт ной фазой. В пределах этого участка на кусте добывающих скважин устанавливают вибросейсмический источник /ВСИ/. В одну из добывающих скважин этого куста на глубину нефт ного коллектора помещают сейсмический приемник и измер ют микросейсмический фон в течение 2-3 сут. Одновременно с этим определ ют процентное содержание нефти в жидкости добывающих скважин. После этого провод т вибросейсмическое воздействие с перебором частот ВСИ. После прекращени  воздействи  измер ют амплитудный спектр микросейсмического фона и по вы вленным дополнительным частотам в спектре наход т доминантную частоту пласта. Производ т воздействие ВСИ на этой частоте и поочередно перемещают ВСИ на полдлины волны до прекращени  увеличени  содержани  нефти в скважинной жидкости. Определ ют эффективный радиус зоны действи  ВСИ, устанавливают дополнительные ВСИ на рассто нии друг от друга, равном диаметру эффективной зоны действи  ВСИ, и производ т вибросейсмическое воздействие на доминантной частоте. ВСИ устанавливают в водонасыщенной части за контуром нефтеносности, при этом рассто ние от ВСИ до контура нефтеносности выбирают большим эффективного радиуса зоны действи  ВСИ и по мере обводненности месторождени  ВСИ перемещают к его центру. 1 з.п.ф-лы, 6 ил., 1 табл.

Description

Изобретение относитс  к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам доразработки обводненных нефт ных месторождений с помощьнэ вибросейсмических источников, установленных на поверхности земли.

Цель изобретени  - повышение конечной нефтеотдачи за счет восстановлени  подвижности защемленной нефти в смеси пластовых флюидов.

На фиг.1 показана схема образовани  нефт ных струек-кластеров под вли нием вибросейсмического воздействи ; на фиг.2 - зависимости фазовых проницаемостей нефти и воды от водонасыщенности; на фиг.З 6 - экспериментальные результаты, по сн ющие определение доминантной частоты.

Сущность способа состоит в следующем .

Конечна  нефтеотдача пласта св зана с утратой подвижности нефти из-за разделени  ее капель в массе воды обводненного участка пласта. Это происходит при нефте- насыщенности 30%, о приближении к которой можно судить по малому содержанию ( 10%) нефти в продукции скважины. При вибросейсмическом врздей- ствии на пласт капли нефти смещаютс  в поровом пространстве коллектора, что может приводить к восстановлению ее по- движности.

На фиг.1 схематично показано, как вибросейсмическое воздействие на пласт за определенный промежуток времени смещает капли нефти в системе пор, создава  струйки-кластеры, т.е. непрерывные струйки , по которым кратковременно восстанавливаетс  течение нефти. Быстрое повторное вибровоздействие может разрушить кластеры.

На фиг.2 проиллюстрирован дополнительный эффект обжати  пласта, который сказываетс  на изменени х фазовых прони- цаемостей нефти i (S) и воды fe (S) в функции от водонасыщенности S. Кривые 1 - исходные, 2 - после обжати  в 350 атм. Эксперимент проводилс  в лабораторных услови х. Пунктир на фиг.2 - теоретические проницаемости при подвижности фаз, про- порциональной их объемному содержанию. Вибровоздействие приводит к локальному кратковременному увеличению подвижности меньшей фазы {от нулевого до пунктирного значени ). Газ. выдел ющийс  при вибровоздействии из растворенного состо-  ни  в массе воды, объедин етс  с нефт ными капл ми, увеличива  их объем и подвижность.

Вибровоздействие на месторождение или его части с высокой нефтенасыщенно- стью приведет к восстановлению подвижности защемленной воды, обводнению и выводу из обычной технологической схемы скважин отбора нефти.

На фиг.З - 6 приведены разностные спектры микросейсмических колебаний, зарегистрированные экспериментально до вибрационного воздействи  во внутренних точках среды (глубина 750 м) скважины 1 одного из месторождений и после вибро: воздействи  на разных частотах. На фиг.З - б.изображено по вление доминантной частоты (12 Гц), причем при совпадении с ней

частоты воздействи  ее амплитуда становитс  максимальной.

Полевые эксперименты, проведённые на одном из обводненных месторожде.ний, показали, что процент нефти возрос в обводненных скважинах (см. табл.) после вибрационного воздействи . Вибрационное воздействие на нефт ное месторождение с малым процентом обводненности оказалось неэффективным. Таким образом, вибрационное воздействие восстанавливает мобильностьменьшей пообъемуфазы. Вибраци  приводит к повышению конечной нефтеотдачи, определ емой пороговой на- с ыщенностью в обводнённом пласте. Близость нефтенасыщени  к пороговому значению устанавливаетс  по высокой обводненности скважин (90 - 92%), а в случае полного отсутстви  нефти в дебитах - по данным каротажа.

Поэтому применение вибросейсмического воздействи  эффективно за контуром нефтеносности, перемещающимс  на месторождении по мере его разработки. Вибрационное воздействие недопустимо внутри контура нефтеносности при малом коэффициенте обводненности, поскольку оно ускор ет продвижение воды - вытесн ющей фазы к скважинам отбора нефти и снижает сроки их безводной эксплуатации. Вибрационное врздействие может привести к по влению нефти в наблюдательных скважинах за начальным контуром нефтеносности , где нефти нет вообще в притоке к скважине, но она выдел етс  геофизическими методами как неподвижна  фаза.

Блочна  геологическа  среда обладает доминантными частотами,которые вы вл ютс  в линейных в зкоупругих модел х по возрастанию амплитуд (неустойчивости соответствующих мод). Нелинейность и расхождение волн ограничивают этот рост. Математически это означает наличие узкого интервала частот, в котором затухание оказываетс  отрицательным. Подобный эффект возможен при соотношени х между напр жени ми aij и деформаци ми eij, включающих старшие производные 5-го пор дка по времени t

(( + +as -)eij,

+

.0)

где 9- врем  релаксации,

а коэффициенты аоas выражаютс  через

модули упругости EI, Е2, плотность/э и два линейных масштаба xi, хп. Разложением по

малому параметру с изменением масштабов времени и длины в подвижной системе координат можно показать, что фронт волн распростран етс  практически со скоростью упругой волны Со, но амплитуда, например , продольной волны мен етс  согласно уравнению эволюции

-5V

- д

5

D

у

5yS

-В

д .

3,

-ьс

у

-I-F

Руб

у X - Со , г t/2 , где V - амплитуда продольной волны;

А, В, С, D, F - коэффициенты при производных V по координате у.

Если искать скорости смещений в виде

V i (шт-Ку) .

где со- кругова  частота;

К - волновой вектор;

i - мнима  единица,

то, линеаризу  уравнение (2) относительно уровн  Vo, получим дисперсионное уравнение О) KVo - ВК + DK - iK (А -СК + FK). (3).

Отсюда доминантными будут частоты ш, дл  которых А - СК + FK 0. Границы соответствующего интервала определ ютс  корн ми KI и К2

/1 ч- Vi - 4 FA 2 F ( - С2 /

(4)

Дл  фактического определени  последних укажем, что коэффициенты ао, ai, аа и аз могут быть представлены в виде

Зо Ell, 81 (Е| + Е)в а2 /эх|1, аз /5(х| Ч-х||)0.

(5)

ЗА

Дополним (5) определением

Х1 XII

Е

которое означает введение еще двух числовых коэффициентов

.

Отсюда имеем дл  доминантной частоты OAd оценку

(УИ СоК-Со Со

где XII xi;// Б ,/1 Е б - втора  в зкость.

Оценива / 1 Па.с как в зкость водо- глинистой смазки в трещинах,/ 10 Па.с. - как в зкость сухого трени , Со 3000 м/с, получим, что при масштабе блоков xi 3 м

5 доминантна  частота о) d имеет пор док 10 Гц.

Пример. Способ опробован на одном из нефт ных месторождений, Месторождение сильно обводнено, законтурное завод10 нение не примен етс . Содержание нефти в добываемой жидкости составл ет в среднем 8-10% или обводненность месторождени  90-92%.

В качестве вибрационного источника

15 использовалс  поверхностный электрогидравлический вибратор СВ-20/60, Источник позвол ет развивать максимальную виброт говую силу в 20 тс. Вибрационный источник размещалс  между добывающими

20 скважинами 1, 2 и 3. Скважина 2 была остановлена и в ней измер лись абсолютные смещени  частиц среды с помощью специального сейсмического зонда ПСАК-1. В скважине 1 измер лись фоновые характе-,

25 ристики микросейсмического пол  с помощью сейсмического скважинного зонда ССЗ-3/4.

Выбор оптимальной частоты вибровоздействи  на пласт производилс  путем ис30 пользовани  методики перебора частот монохроматического излучени . На фиг.З - 6 приведены разностные амплитудные спектры микросейсмических колебаний, зарегистрированных до вибровоздействи  в

35 скважине 1 (глубина зонда 750 м) и после вибровоздействи  на разных частотах. Работа вибрационного источника проводилась на.частотах 11, 12, 13, 14 Гц. Обща  продолжительность сеанса работы источни40 КЗ на каждой частоте составл ла 20 мин.

В течение суток вибратор излучал только одну из указанных частот, т.е. имелась возможность регистрировать микросейсмический фон невозмущенной среды до и по45 еле вибровоздействи . Колебани  регистрировались с помощью сейсмической станции Черепаха. При спектральном анализе использовалс  спектр-анализатор СК4-72/2 с накопителем. Путем перебора

50 числа накоплений была установлена оптимальна  величина суммирований (накоплений ), равна  16.

Пример осредненного амплитудного спектра микросейсмического шума, зареги55 стрированного вертикальным сейсмопри- емником в скважине 1, приведен на верхних графиках фиг.З - фиг.6. Характерной особенностью спектра  вл етс  наличие максимума в области частот 2 - 4 Гц. Такой вид

амплитудных спектров  вл етс  характерным дл  микросейсмического пол , наблюдаемого во внутренних точках среды практически в любом временном интервале. Этот вывод подтверждаетс  тем обсто тель- ством, что вычитание каждого последующего суммарного спектра из предыдущего, реализованного по 2,5 мин интервалу записи, дает во всем частотном диапазоне практически ну- левы значени . Полученный результат ха- рактеризует микросейсмический фон невозбужденной среды, т.е. среды, не подвергавшейс  вибрационному воздействию.

Ина  картина наблюдаетс  с микросейсмическим фоном, регистрируемым во внут- ренних точках среды после вибрационного воздействи  (нижние графики на фиг.З - фиг.6) Спектральна  обработка полученных записей проводилась строго по той же методике , что и дл  временных реализаций, зарегистрированных до вибровоздействи . Спектральному анализу подвергались записи с последующим осреднением (накапливанием ) 16-ти амплитудных спектров. Обща  длительность участка зарегистриро- ванных колебаний подвергавшихс  спектральному анализу, составл ла 2,5 мин. Последующий участок записи выбиралс  встык к предыдущему, т.е. осредненные спектры получались непрерывно, сразу по- еле прекращени  вибровоздействи  через 2,5 мин. Затем проводилась операци  вычитани  осредненного спектра после прекращени  вибровоздействи , из спектров, вычисленных по запис м микросейсмиче- ского фона до вибровоздействи  на среду.

В разностных спектрах после вибрационного воздействи  по вл етс  дополнительный экстремум на частоте 10 - 12 Гц. Характерной особенностью  вл етс  то, что его амплитуда увеличиваетс  со временем и достигает максимума через 7,5 - 10 мин после прекращени  вибровоздействи . Затем наблюдаетс  плавный спад амплитуд и через 15 - 20 мин разностный спектр во всем диапазоне частот становитс  равным нулю. Така  закономерность про вл етс  после излучени  вибратором каждой из перечисленных выше частот.

По рпение максимума на частотах 10 - 12 Гц  вл етс  особенностью резонансных свойств изучаемой среды, а не особенностью сейсмического сигнала, с помощью которого зондируетс  эта среда. Таким образом определена доминантна  частота пласта.

Специальными наблюдени ми микросейсмического фона в скважине 1 установлено , что интенсивность колебаний имеет

суточную периодичность. Дл  получени  представленных о характере изменений фоновых колебаний необходимо, чтобы длительность временного р да превышала в 2 - 3 раза отмеченную закономерность. Только в этом случае можно рассчитывать на представительность результатов по сопоставлению частотных особенностей фона до и после вибровоздействи .

По результатам наблюдений микросейсмических полей во внутренних точках среды (скважина 1) определены абсолютные величины смещений частиц среды. Установлено , что в полосе частот 0,5 - 20 Гц величины смещений в микросейсм.ическом фоне составл ют величину 0,08 ,09 . При вибрационном воздействии ((У 10 - 12 Гц) на рассто нии 100 - 200 м от усть  скважины величины смещений составл ют 0,25- 10 м. При этом отмечаетс  увеличение содержани  нефти в скважинной жидкости (скважина 3). В скважине 4, расположенной на рассто нии 1 км от мес.та установки вибрационного источника, также отмечаетс  рост соотношени  нефть - вода. Расчеты показывают, что смещени  частиц среды в скважине 4 состав т величину пор дка 0,15 - 0,18 10 м, На больших рассто ни х сейсмический сигнал от вибрационного источника не превышает фоновые значени . Следовательно, эффективный радиус действи  вибросейсмического источника в данном конкретном случае равен величине около 1,0 км. Значит, установка второго источника должна быть не далее, чем в 2,0 км от первого источника.

Дл  оценки эффективности вибровоздействи  на нефт ную залежь проводилс  отбор скважинной жидкости из добывающих скважин 3 и 4. В таблице приведены результаты отбора проб.

Из приведенной таблицы следует, что в результате вибровоздействи  на нефт ную залежь содержание нефти в скважинной жидкости по скважинам З.и 4 увеличилось в 2,0 - 2,5 раза. Следовательно, конечный коэффициент нефтеотдачи месторождени  с учетом эффективной зоны действи  вибрационного источника увеличен.

На другом месторождении проведены наблюдени  по вибровоздействию в законтурной части залежи. Основна  часть месторождени  отделена от указанного участка разломом. Наблюдени  проводились в одной из скважин, котора  дала чистую воду. До начала вибровоздействи  были проведены дополнительные испытани  скважинной жидкости, которые подтвердили результаты испытаний. Вибрационное воздействие

проводилось с перебором частот в диапазоне от 10 до 100 Гц. Суммарное врем  воздействи  составл ло 15 - 20 ч. На заключительном этапе исследований установлено , что в скважинной жидкости содержание нефти увеличилось в среднем до 4 - 6%.

Проведен эксперимент по вибрационному воздействию на нефт ной пласт с малой обводненностью. Средн   обводненность месторождени  составл ет 20 %. Исс- ледовалась продукци  п ти скважин. Воздействие осуществл лось вибрационными источниками СВ 20/60 (2 шт.) и СВ-10/100 (2 шт.). Частота возбуждени  составл ла 20 Гц, источники работали в не- прерывном режиме. Суммарное врем  работы вибраторов составило 8 ч (два сеанса по 4 ч). Вибрационное воздействие не привело к заметным изменени м режима работы контролируемых скважин. Отмечено в одном случае увеличение коэффициента обводненности .

Проведенный эксперимент показывает, что при вибрационном воздействии на неф- тесодержащий коллектор при малом коэф- фициенте обводненности происходит ускорение продвижени  воды (вытесн ющей фазы) к эксплуатационным скважинам, т.е. подтверждаетс  нецелесообразность вибрационного воздействи  на слабообвод- ненных месторождени х нефти.

Claims (2)

1. Формулаизобретени  1. Способ разработки обводненного нефт ного месторождени , включающий вскрытие пласта скважинами, добычу пластовой жидкости через куст .добывающих скважин, вибросейсмическое воздействие на пласт от наземного источника колебаний, определение частоты эффективного воздей- стви  перебором частот излучаемых колебаний , определение до и после воздействи  состава и количества добываемой жидкости, отличающийс  тем, что, с целью повышени  конечной нефтеотдачи за счет восстановлени  подвижности.защемленной нефти в смеси пластовых флюидов, наход т обводненный участок месторождени  с неподвижной нефт ной фазой, в пределах участка на кусте добывающих скважин устанавливают вибросейсмический источник , в одну из добывающих скважин на глубину коллектора помещают сейсмический приемник и измер ют микросейсмический фон в течение двух-трех суток с одновременным определением процентного содержани  нефти в скважинной жидкости, провод т вибросейсмическое воздействие с перебором частот, после прекращени  воздействи  измер ют амплитудный спектр микросейсмического фона, а по вы вленным дополнительным частотам в спектре наход т доминантную частоту, производ т воздействие на этой частоте, поочередно перемещают источник на полдлины волны до прекращени  увеличени  содержани  нефти в скважинной жидкости и определ ют эффективный радиус зоны действи  источника , устанавливают дополнительные источники на рассто нии друг от друга, равным диаметру эффективной зоны действи  источника, и производ т вибросейсмическое воздействие на доминантной частоте.
2. 2. Способ по п.1.отличающийс  тем, что вибросейсмический источник устанавливают в водонасыщенной части за контуром нефтеносности, при этом рассто ние от источника до контура нефтеносности выбирают больши эффективного радиуса зоны действи  источника и по мере обводненности месторождени  источник перемещают к его центру.

   Режим наблюдений,продолжительность отбора прсб

   Среднее содержание нефти в скважинной жидкости,%

   скважина 3

   скважина 4

   Фоновые замеры 24 дн  по 2 пробы в 1 сут. Вибро воздействие,выбор частот, 10 дней по 3 пробы в 1 сут.

   Вибровоздействие на частотах 11-13 Гц,11 дней по 3 пробы в 1 сут.

   Вибровоздействйе на разных частотах с перемещением вибратора. 16дней поЗ пробы в 1 сут.

   Фоновые замеры, 17 дней по 2 пробы в 1 сут.

   скважина 3

   скважина 4

   3.2

   6.7 7.4

   8,0

   20

   0; 3

   if

   сз

   §

   :з со

   Фид.1

   4О 6О

   иг.2

   s,% т

   Ft-If Гц, до 6и5ровоздейстби 

   4 в 12 № го 2 28 32 М Частота Ги, .3

   Ра Ч2Гц до iuSpo oideucmSus

   ie 20 к X зг X Фиа.4

   FJ 13 Гц до вибровоздействк 

   РЗ

   Ессле

   X

   а

   1Л

   (О

   II oJ

   3

   1 1

   ;а fuSpeSosdeiicmSug