способ разработки углеводородной залежи

Формула изобретения

1. Способ разработки углеводородной залежи, включающий отбор углеводородов через добывающие скважины, определение доминантных частот источника вибросейсмического воздействия, проведение вибросейсмического воздействия и контроль состава и количества добываемой жидкости, отличающийся тем, что доминантные частоты источника вибросейсмического воздействия определяют для двух пар соседних скважин по появлению углеводородов более высокой вязкости и/или плотности, чем у добываемых из данной залежи углеводородов, вибросейсмическое воздействие на пласт проводят в промежутке между этими парами скважин с доминантной частотой в пределах определенных доминантных частот, при увеличении продуктивности скважин форсируют отбор жидкости через добывающие скважины.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при увеличении продуктивности скважин запускают в работу ранее остановленные обводненные добывающие скважины.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что для компенсации снижения пластового давления закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины, а для компенсации увеличения отбора увеличивают расход рабочего агента через нагнетательные скважины.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к разработке углеводородной залежи и может найти применение при проведении мероприятий по доизвлечению углеводородов из залежи.

Известен способ разработки обводненной углеводородной залежи, основанный на синхронном вибросейсмическом воздействии от группы равноудаленных наземных источников колебаний, расположенных вокруг одной из крайних к контуру месторождения добывающих скважин линейным частотно-модулированным сигналом. После повышения притока флюида вибросейсмическое воздействие проводят около другой добывающей скважины, двигаясь от контура нефтеносности к центру месторождения (Патент РФ 2057906, кл. Е 21 В 43/00, опублик. 1996 г.).

Недостатками указанного способа являются отсутствие выбора эффективной частоты воздействия на пласт, отсутствие временного интервала воздействия при работе в пункте возбуждения, что влияет на эффективность и производительность.

Известен способ разработки обводненного нефтяного месторождения, основанный на вибросейсмическом воздействии на обводненный участок с неподвижной нефтяной фазой наземного источника колебаний, установленного на кусте добывающих скважин в пределах участка на доминантной частоте, определенной на основе анализа амплитудного спектра микросейсмического фона до и после воздействия, установке дополнительных источников на расстоянии друг от друга, равном диаметру эффективной зоны действия источника, и проведении вибросейсмического воздействия на доминантной частоте (Авторское свидетельство СССР 1596081, кл. Е 21 В 43/00, опублик. 1990 г.).

Недостатком данного способа разработки является то, что превышение сигнала над уровнем микросейсмического фона еще не восстанавливает во многих практических случаях подвижность нефти, что не приводит к достижению цели, определение эффективной зоны действия источника как области пласта, в которой сейсмический сигнал выделяется над уровнем фона, с одной стороны, и определение ее через часть длины волны, на которую нужно переместить источник до прекращения увеличения содержания нефти в скважинной жидкости, с другой, однозначно не определяют эту зону, устанавливается непрерывное вибросейсмическое воздействие на доминантной частоте, что ведет к дополнительным затратам, использование в способе наземного вибрационного источника резко снижает промысловую эффективность способа в силу того, что большая часть энергии уносится поверхностными волнами и не достигает нефтяного пласта.

Указанные недостатки снижают эффективность восстановления подвижности защемленной нефти и приводят к снижению производительности работ.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ разработки обводненного нефтяного месторождения, согласно которому пласт вскрывают скважинами и производят добычу пластовой жидкости добывающими скважинами. На участке углеводородной залежи проводят изучение фракционного состава горной породы, слагающей нефтяной пласт, путем анализа кернового материала и определяют доминантную частоту пласта. Производят монтаж комплекса технических средств вибросейсмического воздействия. Он включает установку волноводного устройства в возбуждающей скважине из существующего фонда или специально пробуренную скважину и сопряжение его с наземным источником колебаний вибрационного типа с регулируемой величиной частоты колебаний и амплитуды. Осуществляют вибросейсмическое воздействие на доминантной частоте с одновременной регистрацией состава и количества добываемой жидкости и попутного газа, амплитудного спектра акустического шума и амплитуды вибросмещений горной породы в интервале продуктивного пласта, имеющего наибольшие остаточные запасы нефти. По результатам обработки амплитудного спектра акустического шума и динамики технологических показателей разработки определяют режимы оптимального вибровоздействия на залежь. Разбивают месторождение на участки эффективного действия комплекса технических средств вибросейсмического воздействия, включающего наземный источник и волноводное устройство, и монтируют на них дополнительные комплексы. Производят вибросейсмическое воздействие с одновременными периодическими закачками растворов, содержащих растворенный газ, в интервалы пласта на участках. Во время проведения вибросейсмического воздействия осуществляют обработки призабойных зон пласта, включая виброволновые, улучшающие их фильтрационные свойства. Проводят повторные сеансы вибросейсмического воздействия на данных участках до полного прекращения разработки данных участков (Патент РФ 2172819, кл. Е 21 В 43/16, опублик. 2001 г. прототип).

Известный способ позволяет отобрать из залежи основные запасы углеводородов, однако значительная часть запасов остается в залежи.

В изобретении решается задача повышения углеводородоотдачи за счет восстановления подвижности вязкой составляющей.

Задача решается тем, что в способе разработки углеводородной залежи, включающем отбор углеводородов через добывающие скважины, определение доминантных частот источника вибросейсмического воздействия, проведение вибросейсмического воздействия и контроль состава и количества добываемой жидкости, согласно изобретению доминантные частоты источника вибросейсмического воздействия определяют для двух пар соседних скважин по появлению углеводородов более высокой вязкости и/или плотности, чем у добываемых из данной залежи углеводородов, вибросейсмическое воздействие на пласт проводят в промежутке между этими парами скважин с доминантной частотой в пределах определенных доминантных частот, при увеличении продуктивности скважин форсируют отбор жидкости через добывающие скважины.

При увеличении продуктивности скважин запускают в работу ранее остановленные обводненные добывающие скважины, размещенные на данном участке разработки.

Для компенсации снижения пластового давления закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины, а для компенсации увеличения отбора увеличивают расход рабочего агента через нагнетательные скважины.

Признаками изобретения являются:

1) отбор углеводородов через добывающие скважины;

2) определение доминантных частот источника вибросейсмического воздействия;

3) проведение вибросейсмического воздействия;

4) контроль состава и количества добываемой жидкости;

5) определение доминантных частот источника вибросейсмического воздействия для двух пар соседних скважин по появлению углеводородов более высокой вязкости и/или плотности, чем у добываемых из данной залежи углеводородов;

6) проведение вибросейсмического воздействия на пласт в промежутке между парами скважин с доминантной частотой в пределах определенных доминантных частот;

7) при увеличении продуктивности скважин форсирование отбора жидкости через добывающие скважины, размещенные на данном участке разработки;

8) при увеличении продуктивности скважин запуск в работу ранее остановленных обводненных добывающих скважин;

9) для компенсации снижения пластового давления закачка рабочего агента через нагнетательные скважины, а для компенсации увеличения отбора увеличение расхода рабочего агента через нагнетательные скважины.

Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5-7 являются существенными отличительными признаками изобретения, признаки 8, 9 являются частными признакам изобретения.

Сущность изобретения

При разработке углеводородной залежи значительная часть запасов остается в залежи. Применение вибросейсмического воздействия позволяет отобрать дополнительное количество углеводородов, однако значительная часть, особенно более вязкая, чем добывается в настоящий момент, остается в залежи. В предложенном способе решается задача повышения углеводородоотдачи за счет восстановления подвижности вязкой составляющей. Задача решается следующим образом.

При разработке углеводородной залежи, например нефтяной, отбирают углеводороды через добывающие скважины. Определяют доминантные частоты источника вибросейсмического воздействия для двух пар соседних добывающих скважин. Выбор пар скважин повышает точность определения доминантной частоты и практически полностью исключает ошибки. За доминантную частоту принимают частоту, под воздействием которой в продукции добывающей скважины появляются углеводороды, например нефть, более высокой вязкости и/или плотности, чем у добываемых из данной залежи углеводородов. В качестве критерия определения доминантной частоты может быть использован любой показатель, являющийся производным от увеличения молекулярной массы углеводородов. Наиболее показательным является вязкость и плотность, прямо зависящие от молекулярной массы. Может также применяться измерение количества асфальтосмолопарафиновых компонентов, определение высокомолекулярной составляющей углеводородов и т. п. Как правило, между скважинами участка разработки свойства продуктивного пласта изменяются монотонно, поэтому вибросейсмическое воздействие в промежутке между парами скважин проводят с доминантной частотой в пределах определенных доминантных частот. Проводят периодический контроль состава и количества добываемой жидкости. При контроле состава и количества добываемой жидкости контролируют дебит и динамический уровень, т. е. продуктивность скважин, а также обводненность и вязкость и/или плотность углеводородов в окружающих добывающих скважинах. При увеличении продуктивности скважин форсируют отбор жидкости через добывающие скважины, запускают в работу ранее остановленные обводненные добывающие скважины, размещенные на данном участке разработки, для компенсации снижения пластового давления закачивают рабочий агент (воду) через нагнетательные скважины, а для компенсации увеличения отбора увеличивают расход рабочего агента через нагнетательные скважины.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь Самотлорского месторождения со следующими характеристиками: глубина продуктивного пласта 2500 м, пластовое давление 25 МПа, пластовая температура 70^oС, толщина продуктивного пласта 15 м, пористость пласта 19,5%, проницаемость пласта 9010^-3 мкм², вязкость нефти 1,4 мПас, плотность нефти 0,83 г/см³. Нефтяную залежь разрабатывают 40 лет. Ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины.

Определяют доминантные частоты источника вибросейсмического воздействия для двух пар соседних добывающих скважин. Расстояние между скважинами в паре составляет 500 м одна от другой. Расстояние между парами скважин составляет 4800 м. Доминантные частоты равны 13 и 15 Гц. За доминантную частоту принимают частоту, под воздействием которой в продукции добывающей скважины появляется нефть более высокой вязкости, чем у добываемой нефти, т. е. нефть с вязкостью 3,0-4,5 мПас. Между парами скважин на участке разработки расположены 95 добывающих и 27 нагнетательных скважин. Отбирают нефть через добывающие скважины и закачивают рабочий агент (воду) через нагнетательные скважины. Вибросейсмическое воздействие в промежутке между скважинами проводят тремя поверхностными источником марки СВ-20/150 с доминантной частотой 14 Гц и усилием на грунт 18 тонн в течение 30 сут. Проводят периодический контроль состава и количества добываемой жидкости. При этом контролируют дебит, обводненность, динамический уровень и вязкость нефти в окружающих добывающих скважинах. В 15 добывающих скважинах снизилась обводненность добываемой продукции с 99 до 91%, в 12 добывающих скважинах увеличился дебит жидкости с 58 до 71 м³/cyт, в 14 добывающих скважинах динамический уровень повысился с 900 до 550 м, а вязкость нефти увеличилась с 1,4 до 3,0-4,5 мПас. Форсируют отбор жидкости через добывающие скважины до снижения динамического уровня в скважинах до 900 м. В результате нефтеотдача участка залежи возросла с 0,49 до 0,53.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. При увеличении продуктивности скважин запускают в работу ранее остановленные обводненные добывающие скважины в количестве 12 шт.

Пример 3. Выполняют, как пример 1. Увеличивают расход рабочего агента через нагнетательные скважины с 350 м³/сут до 480 м³/сут.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.