способ разработки углеводородной залежи

Формула изобретения

1. Способ разработки углеводородной залежи, включающий вибросейсмическое воздействие, отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что выделяют зоны разломов с субвертикальной трещиноватостью, образующей гидродинамические связи кристаллического фундамента с коллектором продуктивного пласта, выбирают в этих зонах возбуждающие скважины с близкой по значению глубиной забоя, при необходимости выравнивают глубину забоев добуриванием или цементированием, определяют общую для всех возбуждающих скважин резонансную доминантную частоту воздействия и формируют интенсивное волновое поле в направлении субвертикальных каналов подпитки к глубинным зонам генерации углеводородов, интенсивное поле формируют в активных зонах с развитой трещиноватостью возбуждающими скважинами дилатационно-волнового воздействия или другими скважинными виброисточниками низкой частоты и большой мощности, работающими на одной доминантной частоте, задают соответствующие начальные сдвиги фаз между колебаниями виброисточников для получения максимумов поля в выбранных активных глубинных областях.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что периодически, не реже одного раза в полгода, у всех виброисточников одновременно изменяют начальные фазы еще на 180° дополнительно к установленным ранее и сканируют поле по всей активной области генерации и подпитки, инициируя фильтрацию углеводородных флюидов из глубинных зон к месторождению.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано при разработке нефтегазовых месторождений.

Известен способ разработки нефтяного месторождения с заводнением продуктивных пластов или нагнетанием в пласты других вытесняющих агентов с целью поддержания пластового давления (ППД) и увеличения коэффициента извлечения углеводородов (КИУ) (Ю.П.Желтов и др. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1986, с.95).

Недостатками известного способ являются низкая эффективность системы ППД, быстрое истощение извлекаемых запасов, ухудшение свойств нефтей и коллекторов, обводнение и выход из строя скважин при низком КИУ.

Известен способ разработки нефтегазового месторождения с применением сейсмоакустического воздействия на продуктивные пласты с целью улучшения подвижности остаточной нефти и повышения КИУ (патент РФ № 2213855, опублик. 2003.10.10.).

Известный способ повышает нефтеотдачу, но не снижает темпы истощения месторождений и не влияет на запасы углеводородов (УВ) в ловушках.

Наиболее близким к предлагаемому способу по технической сущности является способ разработки обводненного нефтяного месторождения, заключающийся в следующем. Вскрывают пласт скважинами. Добывают пластовую жидкость через куст добывающих скважин. Осуществляют вибросейсмическое воздействие на пласт от наземных источников колебаний и контроль среднего дебита притока пластового флюида. После его снижения перемещают виброисточники радиально от добывающей скважины на половину длины волны. Вибросейсмическое воздействие осуществляют до прекращения повышения притока флюида. Устанавливают шаг сетки добывающих скважин равным половине глубины залегания пласта. Одновременно с добычей нефти из последних проводят последовательную закачку вытесняющего агента, загустителя и воды в пласт через нагнетательные скважины для поддержания пластового давления и синхронное вибросейсмическое воздействие от группы из N равноудаленных друг от друга наземных виброисточников НВ, расположенных вокруг одной из крайних к контуру месторождения добывающей скважины на окружности радиуса R_K линейным частотно-модулированным (ЛЧМ) сигналом, приведенным в тексте описания. После повышения притока флюида вибросейсмическое воздействие ЛЧМ-сигналом производят около другой добывающей скважины, двигаясь от контура нефтеносности к центру месторождения (патент РФ № 2057906, опублик. 1996.04.10 - прототип).

Указанный способ имеет следующие недостатки.

1. Низкий охват продуктивных объемов залежи одновременным волновым воздействием и низкая интенсивность волнового поля в пласте, обусловленная тем, что при использовании наземного виброисточника подавляющая часть (более 90%) энергии уносится поверхностными и поперечными волнами, которые не достигают нефтяного пласта. Оставшаяся часть энергии продольных волн испытывает большое геометрическое затухание и рассеивание на слоистой неоднородности, в результате чего уровень сейсмической энергии, доходящий до пласта, чрезвычайно мал и эффективность воздействия низка.

2. Отсутствие дилатационного поля, локализующего волновые процессы в интервале пласта и стимулирующего приток нефти к скважинам.

3. Недоступность для волнового воздействия глубинных зон генерации УВ и субвертикальных каналов, связывающих эти зоны с месторождением, вследствие чего интенсивность генерации УВ и подпитки ими месторождений низка, не обеспечивает эффективного пополнения запасов и ППД.

В изобретении решаются задачи повышения интенсивности волнового воздействия на пласты и многократного усиления подпитки месторождений глубинными УВ.

Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки углеводородной залежи, включающем вибросейсмическое воздействие, отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, согласно изобретению выделяют зоны разломов с субвертикальной трещиноватостью, образующей гидродинамические связи кристаллического фундамента с коллектором продуктивного пласта, выбирают в этих зонах возбуждающие скважины с близкой по значению глубиной забоя, при необходимости выравнивают глубину забоев добуриванием или цементированием, определяют общую для всех возбуждающих скважин резонансную доминантную частоту воздействия и формируют интенсивное волновое поле в направлении субвертикальных каналов подпитки к глубинным зонам генерации УВ, интенсивное поле формируют в активных зонах с развитой трещиноватостью возбуждающими скважинами дилатационно-волнового воздействия или другими скважинными виброисточниками низкой частоты и большой мощности, работающими на одной доминантной частоте, задают соответствующие начальные сдвиги фаз между колебаниями виброисточников для получения максимумов поля в выбранных активных глубинных областях.

Периодически, не реже одного раза в полгода, у всех виброисточников одновременно изменяют начальные фазы еще на 180° дополнительно к установленным ранее и сканируют поле по всей активной области генерации и подпитки, инициируя фильтрацию УВ флюидов из глубинных зон к месторождению.

Признаками изобретения являются:

1) вибросейсмическое воздействие;

2) отбор нефти через добывающие скважины;

3) закачку рабочего агента через нагнетательные скважины;

4) выделение зоны разломов с субвертикальной трещиноватостью, образующей гидродинамические связи кристаллического фундамента с коллектором продуктивного пласта;

5) выбор в этих зонах возбуждающих скважин с близкой по значению глубиной забоя;

6) при необходимости выравнивание глубины забоев добуриванием или цементированием;

7) определение общей для всех возбуждающих скважин резонансной доминантной частоты воздействия и формирование интенсивного волнового поля в направлении субвертикальных каналов подпитки к глубинным зонам генерации УВ;

8) формирование интенсивного поля в активных зонах с развитой трещиноватостью возбуждающими скважинами дилатационно-волнового воздействия или другими скважинными виброисточниками низкой частоты и большой мощности, работающими на одной доминантной частоте;

9) задание соответствующих начальных сдвигов фаз между колебаниями виброисточников для получения максимумов поля в выбранных активных глубинных областях;

10) периодически, не реже одного раза в полгода, у всех виброисточников одновременно изменение начальных фаз еще на 180° дополнительно к установленным ранее и сканирование поля по всей активной области генерации и подпитки, инициируя фильтрацию УВ флюидов из глубинных зон к месторождению.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-9 являются существенными отличительными признаками изобретения, признак 10 является частным признаком изобретения.

Сущность изобретения

Нефтегазовые месторождения формируются в результате накопления УВ в ловушках в процессе миграции их к поверхности земли из глубинных генерирующих слоев земной коры. Поступление УВ в ловушку прекращается при достижении в ней определенных (пластовых) давлений, значение которых задается горным массивом вышележащих слоев земной коры.

В процессе эксплуатации месторождения в результате отбора из него УВ пластовое давление падает и поступление УВ в ловушки (стоки) из зон генерации (истоков) возобновляется, обеспечивая некоторое восполнение запасов (подпитку). В обычном режиме эксплуатации темп отбора флюидов из пластов многократно превышает темп естественной их подпитки и месторождение быстро истощается. Применяемый способ поддержания пластового давления (ППД) путем закачки в пласт воды или водных растворов через нагнетательные скважины не всегда дает нужный результат, но всегда приводит к тяжелым негативным последствиям, ограничивающим коэффициент извлечения нефти (КИН). Кроме того, такая система ППД снижает перепад давления (депрессию) между стоком и истоком и ослабляет подпитку.

Предлагаемое изобретение позволяет многократно усилить естественные процессы подпитки месторождений УВ, поступающими в ловушки из глубинных слоев литосферы, поддерживать пластовое давление без применения заводнения пластов или с весьма существенными ограничениями заводнения и одновременно форсировать добычу, вплоть до установления сбалансированных режимов отбора и подпитки.

Положительный эффект достигается воздействием упругим волновым полем большой интенсивности на глубинные генерирующие УВ слои литосферы и на зоны субвертикальной трещиноватости, образующие гидродинамические связи кристаллического фундамента с коллектором нефтегазового пласта.

Волновое поле резко усиливает процессы генерации УВ, многократно ускоряет фильтрационные миграционные и диффузионные процессы. В волновом поле резко усиливается дегазация пород с выделением газов углеводородного ряда. При воздействии на залежи УВ с поверхности земли волновым полем низкой частоты (доли - первые единицы герц) в результате резкого усиления диффузии содержание УВ газов над месторождением увеличивается в сотни раз, в тысячи раз возрастает скорость флотации и гравитационной сегрегации рассеянной нефти. Указанные эффекты использованы в изобретении для интенсификации подпитки месторождений глубинными УВ.

Для реализации способа на объекте разработки проводят отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. По данным сейсмических исследований выделяют зоны разломов с субвертикальной трещиноватостью, образующей гидродинамические связи кристаллического фундамента с коллектором продуктивного пласта, выбирают в этих зонах возбуждающие скважины с близкой по значению глубиной забоя. Возбуждающие скважины в интервале ниже подвески насоса должны быть относительно вертикальными с отклонениями ствола не более 20°, должны быть оборудованы штанговыми глубинными насосами и не должны иметь нарушений в эксплуатационной колонне. При необходимости выравнивают глубины забоев возбуждающих скважин добуриванием или цементированием. По существующей методике проектирования скважин ДВВ (РД-153-39.0-263-02) определяют общую для всех возбуждающих скважин резонансную доминантную частоту воздействия и формируют интенсивное волновое поле в направлении субвертикальных каналов подпитки к глубинным зонам генерации УВ одновременной работой всех возбуждающих скважин. Интенсивное поле формируют в активных зонах с развитой трещиноватостью возбуждающими скважинами дилатационно-волнового воздействия или другими скважинными виброисточниками низкой частоты и большой мощности, работающими на одной доминантной частоте. Задают для получения максимумов поля в выбранных активных глубинных областях начальные сдвиги фаз между колебаниями виброисточников, соответствующие разностям расстояний от виброисточников (забоев скважин) до центра зоны воздействия.

Периодически, не реже одного раза в полгода, у всех виброисточников одновременно изменяют начальные фазы еще на 180° дополнительно к установленным ранее и сканируют поле по всей активной области генерации и подпитки, инициируя фильтрацию УВ флюидов из глубинных зон к месторождению.

Использование в зоне разломов возбуждающих скважин одинаковой глубины позволяет возбуждать их на одной доминантной (резонансной) частоте. Работа скважин на одной частоте позволяет получить синэнергетический эффект (пучности поля) в результате сложения волн в зонах совпадения фаз колебаний виброисточников. При синфазной работе виброисточников такие зоны отстоят от очагов излучения - забоев возбуждающих скважин - на целое число длин волн.

Задание соответствующих сдвигов фаз между колебаниями возбуждающих скважин позволяет создавать пучности поля в любом наперед заданном объеме пород зоны разломов, а изменение сдвигов фаз позволяет сканировать пучности поля и охватить ими всю зону фильтрации и генерации УВ.

В совокупности указанные признаки обеспечивают получение интенсивного волнового поля во всей области фильтрации и генерации УВ, включая удаленные глубинные зоны, и, как следствие, многократное усиление подпитки месторождений.

Многократное усиление подпитки при сбалансированных темпах отбора позволяет поддерживать пластовое давление без заводнения пластов.

Пример осуществления способа

На чертеже представлен принцип формирования пучностей поля в глубинных зонах 1 , 2 , 3 возбуждающими скважинами 1802; 1592; 1598 с забоями в точках 1, 2, 3. На чертеже

- крупные межблоковые разрывные нарушения;

- мелкие внутриблоковые нарушения.

На карте разработки выделяют зону разлома (см. чертеж), содержащую крупное межблоковое нарушение, распространенное с глубины h=15 км А'-Б' в коллектор нефтегазового пласта А-Б. Выбирают 3 участка: 1; 2; 3 с возбуждающими скважинами соответственно: № 1802 - глубина искусственного забоя Низ₁=1452 м, динамический уровень Нд₁=864 м, № 1592 - Низ₂=1455 м, Нд₂=680 м, № 1598 - Низ₄=1457 м, Нд₄=804 м. Определяют общую усредненную для всех скважин глубину забоя как

Максимальное отклонение глубины забоя от средней величины наблюдается у скважины № 1598 и составляет 1453-1447=6 м или 6/1447=0,4%. Для низкодобротных колебательных линий, каковыми являются скважины, допустимый разброс длин волн можно принять равным 2%, поэтому полученные в нашем случае отклонения ничтожны и ими можно пренебречь. Необходимыми условиями резонанса колебаний в скважине с защемленной с двух сторон НКТ являются равенства и где n и m- целые числа; о - резонансная длина волны; Lx - длина хвостовика. Поскольку насос должен находиться под динамическим уровнем, необходимо третье условие .

Максимальный динамический уровень Нд _мак=864 м имеет скважина № 1802. Для гарантии погружения насоса под динамический уровень условно принимают такой же уровень для всех остальных скважин. Тогда

При зондировании больших глубин предпочтительны более длинные волны, тогда в условии (1) принимают n=1 и получают Обращаясь к условию (2), при m=1 получим Lx=(2m-1) o/4=2906/4=726,5 м, что не удовлетворяет условию (3), требующему неравенства Lx<589. При m=2 получают еще более длинный хвостовик Lx=3 o/4=3×2906/4=2179,5 и резко усугубляют нарушение условия (3), поэтому используют более короткую резонансную волну, приняв в условии (1) n=2. Тогда Из условия (2) при m=1 находят Lx= o/4=1453/4=363,25, что удовлетворяет условию (3) и другим условиям резонанса.

Для рассчитанной резонансной длины волны о=1453 м при скорости упругих волн в стальных трубах НКТ V 5000 м/с резонансная частота найдется из соотношения о=V/Fo как Fo=V/ о=5000/1453 3,44 Гц.

По результатам выполненных расчетов все возбуждающие скважины оборудуют по РД-153-39.0-263-02 штанговыми насосами и хвостовиками длиной 363,25 м, составленными из двух или трех ступеней, или другими скважинными виброисточниками большой мощности с частотой в 3-4 Гц.

Глубина интенсивного зондирования на частотах единиц герц может достигать сотен километров и более. Пучности поля возникают при интерференции волн, поступающих от различных источников, там, где фазы волн совпадают. При синфазной работе источников, пучности формируются в областях, удаленных от источников на целое число длин волн. Для формирования пучности поля в заданном месте, например в области 1', 2' или 3', см. чертеж, где при синфазной работе источников фазы не совпадают, задают начальные сдвиги фаз источников так, чтобы в заданных областях фазы выровнять. Принимая, к примеру, глубину h=S₁₁ =S₂₂ =S₃₃ =15 км, расстояния между забоями скважин S₁₂ =5 км, S₂₃=8 км, вычисляют расстояния S₂₁ ,

S₃₁ как и , откуда S₂₁ 15,8 км, S₃₁ =19,85 км. Выделяют из расстояний S₁₁ =15000 м, S₂₁ =15800 м и S₃₁ =19850 м целое число длин волн 15000/1453=10+0,323, 15800/1453=10+0,874, 19850/1453=13+0,66 или 15000=10 ₀+0,323 ₀; 15800=10 ₀+0,874 ₀, 19850=13 ₀+0,66 ₀ и получают остатки пути в долях длины волны 0,323 ₀, 0,874 ₀ и 0,66 ₀, которые подлежат компенсации заданием начальных фаз.

Длина волны формируется в течение полного периода колебаний ₀=VxT₀, и ей соответствует фазовый угол ₀= T₀=2 F₀T₀=2 F₀/F₀=2 =360°, из этого находят начальные компенсирующие углы сдвига фаз виброисточников:

для скважины № 1802 S₁₁ =0,323×360°=116,3°; для скважины № 1592 S₂₁ =0,874×360°=314,64° (или -45,36°), для скважины № 1598 S₃₁ =0,66×360°=237,6° (или -122,4°). В случае применения установок дилатационно-волнового воздействия перед пуском станков-качалок устанавливают балансиры в положения, соответствующие начальным сдвигам фаз, и запускают скважины одновременно. При этом учитывают соотношения рабочей резонансной частоты и частоты ходов плунжера. Если в нашем случае рабочая частота F ₀=3,44 Гц, а число ходов плунжера в минуту N=6 (частота Fx=0,1 Гц), то углы сдвига пропорционально изменятся и составят для скважины № 1802 0,1×116,3°/3,44=3,4°, для скважины № 1592 0,1×314,64°/3,44=9,14°, для скважины № 1598 0,1×237,6°/3,44=6,9°. Периодически не реже одного раза в полгода изменяют начальные фазы дополнительно на 180° у всех виброисточников одновременно и воздействуют пучностями поля на области пород, которые ранее находились в тени. Аналогичные расчеты и действия производят при создании пучностей поля в других областях (2', 3') зоны разломов.

В результате подпитка продуктивных пластов данного месторождения углеводородами возросла в 100 раз и составила 10% от ежегодно добываемых запасов.

Применение предлагаемого способа многократно повышает интенсивность подпитки углеводородных залежей и обеспечивает восполнение их запасов.