способ разработки обводненного нефтяного месторождения

Формула изобретения

Способ разработки обводненного нефтяного месторождения, включающий вскрытие пласта по меньшей мере одной нагнетательной и одной эксплуатационной скважинами, определение местонахождения одного или более обводненного участка месторождения с неподвижной нефтяной фазой и сейсмическое воздействие на пласт по меньшей мере от одного и более источника колебаний, отличающийся тем, что проводят построение диаграммы направленности излучения источника колебаний по поперечным волнам, определяют по ней области максимальных амплитуд поперечных волн, а источник 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, при этом сейсмическое воздействие осуществляют до необратимых изменений естественного электрического потенциала, или его порового давления, или скачкообразных изменений его относительных фазовых проницаемостей.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненных нефтяных месторождений с помощью управляемых вибрационных источников, устанавливаемых на земной поверхности в пределах контура нефтеносности и вне его.

Известен способ разработки нефтяного месторождения путем воздействия сейсмическим поверхностным вибрационным источником на обводненный участок месторождения с неподвижной нефтяной фазой (А. с. СССР 1596081 , Е 21 В 43/00, 1990). Вибросейсмическое воздействие проводят с перебором частот. Доминантную частоту пласта определяют по измерениям амплитудного спектра микросейсмического фона на глубине залегания нефтяного коллектора. Последующее вибрационное воздействие проводят на доминантной частоте. Эффективный радиус зоны действия источника определяют по измерениям содержания нефти в скважинной жидкости. Вибрационный источник 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.

Известен также способ разработки нефтяного месторождения с помощью управляемого наземного вибрационного воздействия на участок месторождения, коэффициент обводненности которого составляет не менее 90-92% (А.с. СССР 1758212, Е 21 В 43/00, 43/20, 1992). Резонансную частоту пласта определяют по интенсивности микросейсмического шума, измеряемого в интервале нефтяного пласта. Вибрационное воздействие проводят на резонансной частоте пласта в моменты максимальных растягивающих напряжений земной коры.

Однако данный способ имеет низкую эффективность из-за преобладающего воздействия на пласт волнами сжатия-расширения (продольными волнами).

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ разработки обводненного нефтяного месторождения, включающий вскрытие пласта по меньшей мере одной нагнетательной и одной эксплуатационной скважинами, определение местонахождения одного или более обводненного участка месторождения с неподвижной нефтяной фазой и сейсмическое воздействие на пласт по меньшей мере от одного и более источника колебаний (Патент РФ 2057906, Е 21 В 43/00, 43/25, 1996).

Данный способ имеет низкую нефтеотдачу, так как не учитываются изменения параметров смачиваемости нефтяных пластов при сейсмическом воздействии.

Предлагаемым изобретением решается задача повышения нефтеотдачи за счет изменения параметров смачиваемости нефтеводонасыщенных пластов в поле поперечных сейсмических волн.

Для достижения этого технического результата в способе разработки обводненного нефтяного месторождения, включающем вскрытие пласта по меньшей мере одной нагнетательной и одной эксплуатационной скважинами, определение местонахождения одного и более обводненного участка месторождения с неподвижной нефтяной фазой и сейсмическое воздействие на пласт по меньшей мере от одного и более источника колебаний, проводят построение диаграммы направленности излучения источника колебаний по поперечным волнам, определяют по ней области максимальных амплитуд поперечных волн, а источник 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, при этом сейсмическое воздействие осуществляют до необратимых изменений естественного электрического потенциала пласта, или его порового давления, или скачкообразных изменений его относительных фазовых проницаемостей.

Отличительными признаками предлагаемого способа от указанного выше известного, наиболее близкого к нему, являются: построение диаграммы направленности излучения источника колебаний по поперечным волнам, определение по ней областей максимальных амплитуд поперечных волн, установка источника колебаний таким образом, чтобы граница обводненного участка месторождения с неподвижной нефтяной фазой и перфорированный интервал эксплуатационной скважины одновременно находились в области максимальных амплитуд поперечных волн, осуществление сейсмического воздействия до необратимых измерений естественного электрического потенциала, или его порового давления, или скачкообразных изменений его относительных фазовых проницаемостей. Установка источника колебаний вышеуказанным образом позволяет повысить нефтеотдачу за счет изменения параметров смачиваемости нефтеводонасыщенного коллектора.

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. При заводнении пластов со смешанной смачиваемостью происходит как бы встречное заполнение пор водой: от мелких пор к крупным и от крупных к мелким. В результате, несмотря на увеличение общей продолжительности нефтеотдачи, увеличивается ее эффективность. Это подтверждено результатами модельных экспериментов, а именно максимум нефтеотдачи природных пластов достигается при степени гидрофобизации их внутрипоровой поверхности от 30 до 60%. Эта величина может существенно меняться в зависимости от минерального состава скелета, физико-химических свойств насыщающих жидкостей и от других факторов. Для чисто гидрофобных или чисто гидрофильных пластов эффективность нефтеотдачи ниже. Таким образом, если искусственно изменить параметры природной смачиваемости пластов в сторону их общей нейтральности, то таким образом можно увеличить подвижность защемленных макро- и микроцеликов нефти и тем самым увеличить коэффициент конечной нефтеотдачи пласта.

Параметры смачиваемости природных пластов определяются преимущественно их структурой и физико-химическими характеристиками. Граница минерального скелета и жидкости в пористых пластах является поверхностью контакта фаз разного химического состава и агрегатного состояния. Вследствие различия подвижностей отдельных молекул и ионов в жидкостях и адсорбционной способности минерального скелета на этой поверхности возникает поперечная разность электрического и химического потенциала. В макроскопическом масштабе поверхность раздела фаз характеризуется краевым углом смачивания, выражающимся через соотношение коэффициентов поверхностного натяжения в системе твердый скелет-жидкость - жидкость.

Механизм влияния сейсмического воздействия на смачиваемость природных пластов нефтяных месторождений представляет собой сложную цепочку взаимосвязанных процессов. Сейсмическое воздействие приводит к возбуждению слабых электромагнитных полей в насыщенных пористых пластах. Наиболее интенсивные поля генерируются в поле поперечных волн за счет периодических смещений двойного электрического поля вдоль поверхности минеральный скелет-жидкость. Это проявляется в виде изменения эффективного краевого угла смачивания (а также и коэффициента растекания). При благоприятных обстоятельствах электромагнитные возмущения могут изменять смачиваемость природного пласта в сторону ее большей нейтральности.

Изменение параметров смачиваемости природных пластов нефтяных месторождений влиянием сейсмического воздействия можно обнаружить и по косвенным признакам. В частности, это может проявляться в виде необратимых изменений естественного электрического потенциала насыщенных пористых пластов, необратимых изменений порового (или капиллярного) давления, скачкообразных изменений относительных фазовых проницаемостей и т.д., вплоть до дополнительного выхода вытесняемой фазы, т.е. снижения предельной остаточной насыщенности вытесняемой фазы.

Способ разработки обводненного нефтяного месторождения поясняется чертежами, где на фиг. 1 представлено изменение естественных электрических потенциалов во время фильтрации, на фиг. 2 - диаграммы направленности излучения источника колебаний по поперечным волнам при частоте 5 Гц (а) и 10 Гц (б), на фиг. 3 - изменение процентного содержания нефти в трех эксплуатационных скважинах во времени в результате сейсмического воздействия.

Способ разработки обводненного нефтяного месторождения осуществляется следующим образом.

На обводненном нефтяном месторождении, вскрытом по меньшей мере одной эксплуатационной и одной нагнетательной скважинами, определяется местонахождение одного и более обводненных участков с неподвижной нефтяной фазой. Таким участками могут быть, в частности, висячие межскважинные целики нефти, слабо затронутые системой заводнения, или крупные неоднородности фронтов вытеснения. Проводится построение диаграммы направленности излучения источника колебаний по поперечным волнам. Определяются по ней области максимальных амплитуд поперечных волн. Источник 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. Кроме того, сейсмическое воздействие осуществляется до необратимых изменений естественного электрического потенциала пласта, или его порового давления, или скачкообразных изменений его относительных фазовых проницаемостей.

Эффективность предлагаемого способа демонстрируется на примерах лабораторных и натурных экспериментов.

В лабораторных экспериментах было исследовано влияние сейсмического на изменения порового давления и фазовой проницаемости по нефти при вытеснении нефти водой из образца полимиктового песчаника с абсолютной проницаемостью 15 мД. Тип смачиваемости образца - преимущественно гидрофильный. Вытеснение проводилось при постоянном расходе воды на входе образца. Измерения порового давления производились во внутренней (рабочей) части образца на базе 205 мм. Воздействие привело, во-первых, к локальному повышению порового давления на фоне его общего снижения, и, во-вторых, к уменьшению скорости роста фазовой проницаемости по нефти. Такое поведение наблюдаемых параметров свидетельствует о значительной перестройке микрофильтрационных потоков, а именно о вовлечении в фильтрационный поток ранее защемленных нефтяных капель, что наблюдалось в приросте процентного содержания нефти на выходе образца.

Кроме изменения порового давления, сейсмическое воздействие на двухфазно насыщенную среду проявляется в виде необратимого изменения естественных электрических потенциалов. Так, на фиг. 1 представлено изменение естественных электрических потенциалов на трех интервалах во внутренней (рабочей) части образца полимиктового песчаника при вытеснении нефти водой. Начальные возмущения естественных потенциалов связаны со сравнительно долгим перерывом процесса вытеснения и приведением системы в равновесие. Очевидно необратимое изменение естественного электрического потенциала на всех трех измеряемых интервалах, связанное с сейсмическим воздействием на частотах от 20 до 29 Гц. Этот пример наглядно демонстрирует то, что электрические свойства поверхности раздела жидкой и твердой фаз резко и необратимо меняются при сейсмическом воздействии, что служит косвенным признаком изменения параметров смачиваемости этой поверхности.

Изменение естественного электрического потенциала насыщенных пластов нефтяных месторождений объясняется относительным смещением жидкой и твердой фаз вблизи межфазной поверхности, т.е. деформированием двойного электрического слоя. Наибольший сейсмоэлектрический эффект достигается в поле поперечных волн, т. е. в поле максимальных сдвиговых напряжений и деформаций насыщенной пористой среды. Поэтому для максимального эффекта воздействовать на пласт необходимо поперечными волнами. Такие волны возбуждаются и стандартными источниками сейсмических колебаний (вибраторами), действующими как штампы с вертикальной динамической нагрузкой.

На фиг. 2 представлены две диаграммы направленности излучения поверхностного источника вертикальных колебаний по поперечным волнам. Расчеты проведены для следующих параметров: радиус штампа 1.13 м, амплитуда вертикальной нагрузки 20 те, модуль сдвига среды 3.4-10⁸ Па, коэффициент Пуассона 0.25, плотность 2.0 кг/м. Скорости продольных и поперечных волн составляют, соответственно, 714 м/с и 412 м/с. Расчеты проведены на сетке 10х10 м. На фиг. 2а представлена диаграмма для частоты колебаний 5 Гц, на фиг. 2б - для частоты колебаний 10 Гц. Из этих диаграмм видно, что максимальные сдвиговые напряжения концентрируются, во-первых, вдоль поверхности полупространства, и, во-вторых, вдоль двух конусных поверхностей, вершины которых находятся в пункте излучения колебаний. Образующие этих конусных поверхностей составляют с вертикалью углы приблизительно 25^o и 68^o и показаны на фиг. 2 пунктирными линиями. Распределение амплитуд сдвиговых напряжений вдоль этих конусных поверхностей неоднородно и зависит от частоты возбуждающих колебаний.

На фиг. 3 представлены результаты натурного эксперимента по реализации предлагаемого способа на нефтяном месторождении, отличающимся преимущественной гидрофильностью пластов и сильным обводнением добываемой продукции. Сейсмическое воздействие на залежи осуществлялось посредством наземных источников сейсмических колебаний с амплитудой нагрузки 20 тс. Источники устанавливались таким образом, чтобы в область максимальных амплитуд поперечных волн попадали одновременно границы межскважинных висячих целиков с практически неподвижной нефтяной фазой и перфорированные интервалы эксплуатационных скважин.

Представленные на фиг. 3 измерения процента нефти в продукции трех эксплуатационных скважин демонстрируют следующее. В скважинах, где фоновое процентное содержание нефти не превышало 10%, после сейсмического воздействия оно возросло, в среднем, до 15% и сохранялось таким в течение приблизительно месяца после воздействия (см. графики 1 и 2). В скважине, где добывается фактически 100% нефти (график 3), явного влияния сейсмического воздействия не прослеживается.

Сходное увеличение процентного содержания нефти в сильно обводненных скважинах после сейсмического воздействия было обнаружено и в других натурных экспериментах на других месторождениях. Кроме того, наглядным примером положительного влияния сейсмического воздействия на перестройку микрофильтрационных течений в пласте является зафиксированное увеличение содержания связанной воды в добываемой нефтяной фазе.