способ разработки нефтегазового месторождения

Формула изобретения

Способ разработки обводненного нефтяного месторождения, включающий закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и добычу пластового флюида через добывающие скважины, циклическое вибросейсмическое воздействие с перебором частот на продуктивный пласт от наземных источников колебаний, определение до и после воздействия состава и количества добываемого флюида, выявление доминантных частот пласта по реакции его микросейсмического фона на вибросейсмическое воздействие и осуществление дополнительного вибросейсмического воздействия, отличающийся тем, что дополнительное вибросейсмическое воздействие осуществляют сигналом, являющимся суммой, по крайней мере, двух монохроматических сигналов с частотами, равными доминантным частотам блоков продуктивного пласта нефтяной залежи, до развития трещиноватости, при введении блоков в резонансные колебания, и выделения внутренней потенциальной энергии, способствующей интенсификации процессов формирования струек-кластеров в обширной зоне из блоков продуктивного пласта разных размеров.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам разработки нефтегазовых месторождений, и может быть использовано для месторождений с неоднородными по проницаемости продуктивными пластами.

Известен способ разработки нефтегазовой залежи с трещиноватым коллектором, включающий отбор углеводородов в режиме истощения пластовой энергии с последующей закачкой вытесняющего агента, причем закачку вытесняющего агента осуществляют после снижения пластового давления ниже гидростатического, или давления смешивающего вытеснения до восстановления пластового давления до гидростатического, или давления смешивающего вытеснения и поддерживают его постоянным на этом уровне [1].

Последовательное циклическое снижение и повышение пластового давления приводит к созданию искусственных микро- и макротрещин в продуктивных пластах за счет циклического изменения напряженного состояния горных пород, слагающих эти пласты. За счет развития искусственной трещиноватости увеличивается коэффициент проницаемости пласта и подключение к путям фильтрации ранее низкопроницаемых участков, содержащих тупиковые и блокированные поры. В результате увеличивается коэффициент охвата продуктивного пласта вытеснением и, соответственно, повышается коэффициент углеводородоотдачи.

Однако при использовании этого способа интенсивность процесса развития трещиноватости в горных породах продуктивного пласта недостаточна, что связано с квазистатическим характером циклического нагружения горных пород при последовательном снижении и повышении пластового давления. Это связано с блочным строением продуктивного пласта, реакцию которого на циклические воздействия можно описать моделью, представляющей собой комбинацию элементов сухого трения и упругих элементов.

Указанное строение продуктивного пласта определяет его возможности запасать и отдавать внутреннюю потенциальную энергию, которая зависит от наличного поля макронапряжений и историй предварительного нагружения. Циклическое накопление и высвобождение потенциальной энергии напряженного состояния горных пород продуктивного пласта за счет последовательных процессов его нагружения и разгрузки приводит к развитию новых систем трещин и, вероятно, к упрощению топологии структурных элементов пласта (т.е. уменьшению их связности) за счет прогрессирующего дробления последних и активации трещин более высокого уровня. Заклинивание блоков на трении ведет к отсутствию реакции значительной их части на циклические воздействия квазистатического характера, как это имеет место при последовательном медленном изменении пластового давления в известном способе.

Кроме того, снижение пластового давления ниже гидростатического в известном способе может приводить к образованию зон уплотнения в продуктивном пласте вследствие необратимых деформаций горных пород, это ухудшает углеводородоотдачу.

Известен также способ разработки обводненного нефтяного месторождения, включающий закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и добычу пластового флюида через добывающие скважины, циклическое вибросейсмическое воздействие с перебором частот на продуктивный пласт от наземных источников колебаний, определение до и после воздействия состава и количества добываемого флюида, выявление доминантных частот пласта по реакции его микросейсмического фона на вибросейсмическое воздействие и выполнение дополнительного вибросейсмического воздействия на доминантной частоте [2].

Конечная нефтеотдача пласта связана с утратой подвижности нефти из-за разделения ее капель в массе воды обводненного участка пласта. При вибросейсмическом воздействии на пласт капли нефти смещаются в поровом пространстве коллектора, что может приводить к восстановлению ее подвижности за счет создания струек-кластеров, по которым кратковременно восстанавливается течение нефти.

Вибросейсмическое воздействие на доминантных частотах вызывает резонансные колебания блоков продуктивного пласта, которые начинают двигаться относительно друг друга, тем самым вовлекая в движение и заклиненные ранее блоки, что способствует развитию трещиноватости и выделению внутренней потенциальной энергии пласта в виде вторичного микросейсмического излучения, способствующего усилению процессов формирования струек-кластеров.

Известно [3], что нефтяные залежи имеют несколько доминантных частот, значения которых определяются на подготовительном этапе указанного способа разработки нефтегазового месторождения. При этом циклы вибросейсмического воздействия на нефтяные залежи выполняют только на одной доминантной частоте, что является недостатком этого способа, т.к. в этом случае в резонансные колебания вводятся блоки только одного размера и только в них развиваются процессы, способствующие повышению нефтеотдачи. Основными причинами, обусловливающими указанный недостаток, являются дефицит мощных сейсмических источников, а также технические сложности в одновременном их использовании на разных доминантных частотах.

Задачей изобретения является разработка технического решения, позволяющего одним сейсмическим источником воздействовать на блоки разных размеров и таким образом повысить эффективность вибросейсмического воздействия на нефтяную залежь и увеличить ее отдачу.

Указанная задача достигается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и добычу пластового флюида через добывающие скважины, циклическое вибросейсмическое воздействие с перебором частот на продуктивный пласт от наземных источников колебаний, определение до и после воздействия состава и количества добываемого флюида, выявление доминантных частот пласта по реакции его микросейсмического фона на вибросейсмическое воздействие и выполнение дополнительного вибросейсмического воздействия, согласно изобретению дополнительное вибросейсмическое воздействие осуществляют сигналом, являющимся суммой, по крайней мере, двух монохроматических сигналов с частотами, равными доминантным частотам блоков продуктивного пласта нефтяной залежи, до развития трещиноватости при введении блоков в резонансные колебания и выделения внутренней потенциальной энергии, способствующей интенсификации процессов формирования струек-кластеров в обширной зоне из блоков продуктивного пласта разных размеров.

Таким образом, повышается эффективность виброобработки залежи при неизменном количестве источников колебаний и интенсифицируется процесс ее нефтеотдачи.

Пример. Способ разработки нефтегазового месторождения осуществляется следующим образом.

Вибрационный сейсмический источник устанавливается на расстоянии 200 м от ближайшего куста скважин обрабатываемого участка продуктивного пласта. Одна из скважин куста использована для установки на глубине залегания продуктивного пласта скважинного прибора, оснащенного сейсмоприемником.

Перед вибросейсмическим воздействием проводится измерение микросейсмического фона продуктивного пласта и его спектральный анализ.

Затем проводят вибросейсмическое воздействие с перебором частот отдельными циклами продолжительностью 30 мин. После каждого цикла вибросейсмического воздействия с перебором частот проводят измерение микросейсмического фона продуктивного пласта и его спектральный анализ. Затем проводят сравнительный анализ спектрограмм микросейсмического фона, полученных до вибросейсмического воздействия, и после каждого цикла вибросейсмического воздействия с перебором частот. По результатам сравнительного анализа спектрограмм микросейсмического фона продуктивного пласта определяют значения его доминантных частот. После этого из полученного перечня доминантных частот выбирают, по крайней мере, две, значения которых затем устанавливаются на задающих устройствах формирователей sin системы управления.

На чертеже схематично изображена блок-схема системы управления сейсмического источника для работы на двух доминантных частотах. Каждый из формирователей sin 1 на выходе выдает сигнал с частотой, соответствующей одной доминантной частоте. Эти сигналы после суммирования в сумматоре 2 подаются на вход следящей системы управления сейсмического источника 3. Возбудитель вибраций 4, управляемый следящей системой, отрабатывает сложный сигнал, поданный с выхода сумматора. Таким образом, проводится вибросейсмическое воздействие на продуктивный пласт на выбранных двух доминантных частотах.

Вибросейсмическое воздействие, выполняемое одним сейсмическим источником, излучающим сигнал сложной формы, являющийся суммой двух монохроматических сигналов с частотами, равными доминантным частотам нефтяной залежи, позволяет не только интенсифицировать процесс нефтеотдачи, но и значительно повысить рентабельность этого воздействия.

Источники информации

1. Авторское свидетельство на изобретение СССР №1656117.

2. Авторское свидетельство на изобретение СССР №1596081 - прототип.

3. Сердюков С.В. Экспериментальное обоснование вибросейсмической технологии добычи нефти. / Автореферат дисс. на соискание уч. степени д.т.н. Новосибирск. 2001 г. - 47 с.