способ сейсмоакустических исследований в процессе добычи нефти

Формула изобретения

Способ сейсмоакустических исследований в процессе добычи нефти, заключающийся в том, что размещают в нагнетательной скважине на уровне перфорации скважинный акустический излучатель,

на поверхности земли устанавливают сейсмоприемники по профилю,

скважинным акустическим излучателем создают упругие колебания в виде горизонтально направленной в пласт волны цилиндрической формы, которая образуется в скважинном акустическом излучателе путем отражения вертикально направленных плоских волн пьезоизлучателей от внешней поверхности конического экрана, с углом при вершине 90 град,

регистрируют сейсмоприемниками, установленными на поверхности земли, и измеряют амплитудо-частотные параметры продольных и поперечных волн, проходящих сквозь толщу пласта, образованных деформацией породы от воздействия упругими колебаниями скважинного акустического излучателя,

по зарегистрированным данным и их интерпретации строят изображение геологической структуры пласта в формате 3D, с отражением границ газонефтяных и водонефтяных контактов,

одновременно с процессом сейсмоакустических исследований добывают нефть с помощью акустического скважинного излучателя, создавая упругими колебаниями акустическое давление, обеспечивающее образование градиента давления для вытеснения нефти,

по мере появления изменений в геологической структуре пласта осуществляют регулирование режима работы скважинного акустического излучателя или его положения в скважине относительно пласта для обеспечения расчетного дебита нефти.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ведения сейсмоакустических исследований в процессе добычи нефти на месторождениях различных типов строения, в том числе истощенных и с трудноизвлекаемыми запасами.

Для повышения нефтеотдачи истощенных и обводненных залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти требуются новые эффективные технологии.

Повышение эффективности извлечения нефти возможно за счет получения информации о залежи в процессе добычи, что является важным фактором для оптимизации управления процессом добычи, без исключения скважины из эксплуатации.

Получить информацию о залежи в процессе эксплуатации позволяет совмещение процессов разработки месторождения с ведущим методом геофизических исследований (ГИС) - сейсморазведкой. Сейсморазведка отличается надежностью, высокой разрешающей способностью, технологичностью и колоссальным объемом получаемой информации, которая может служить надежным критерием интерпретации результатов исследований с целью построения высокодостоверной геофизической модели пласта, для дальнейшего планирования работ на скважине.

Новым направлением сейсморазведки является сейсмический мониторинг. С помощью сейсмического мониторинга отслеживают изменения в массиве пород в процессе эксплуатации скважин, и таких основных, как изменение положения водонефтяного контакта. Достоинством сейсмического мониторинга является то, что он может производиться в реальном масштабе времени. Это позволяет специалисту регулировать работу воздействия на пласт на основе наблюдаемых изменений в модели пласта. Следующим достоинством является анализ и интерпретация результатов после проведения работы. Данные сейсмического события можно обрабатывать и интерпретировать для лучшего понимания текущего состояния структуры пласта. Специалист может использовать данную информацию в планировании дополнительного воздействия на пласт для интенсификации притока и возможного уплотняющего бурения для улучшения добычи.

Основной целью сейсмического мониторинга в процессе добычи углеводородов является увеличение нефтеотдачи, коэффициента извлечения нефти (КИН).

Постоянный сейсмический мониторинг предполагает наличие постоянно действующей системы сбора сейсмической информации на месторождении и представляет собой пассивные сейсмические наблюдения в режиме реального времени для контроля, например, за направлениями гидроразрыва пласта.

Однако получение обновленной достоверной геофизической модели пласта возможно только после проведения активной фазы сейсмических наблюдений и сбора сейсмической информации в процессе действия искусственных источников упругих колебаний.

Процесс сейсмического мониторинга может быть очень затратным, если для проведения исследований потребуется перерыв в добыче, извлечение из скважины промыслового оборудования, установка дополнительного оборудования.

Так как в основе сейсмических методов исследования лежит искусственное возбуждение упругих волн при помощи источника, то предложено использовать в качестве технологических источников упругих колебаний промысловое оборудование. В патенте РФ № 2318223 для сейсмического мониторинга гидроразрыва пласта использован насос гидроразрыва. Для скважинной сейсморазведки использован буровой инструмент в патентах РФ № 1035549, РФ № 2265235. Работа электроцентробежного насоса нагнетательной скважины и штангового насоса добывающей скважины в патенте РФ № 2291955 использованы для создания упругих колебаний для геофизических исследований и контроля распределения трещиноватости.

В патенте РФ № 2144684 описан «Способ получения вертикальных профилей в ходе бурения скважин», предложена технология сейсмической разведки с использованием бурового инструмента в качестве сейсмического источника. Способ основан на определении времен обнаружения импульсов упругой энергии после отражения от геологических пластов на различной глубине, генерируемых буровым инструментом. Отраженные импульсы упругой энергии проходят по земле и регистрируются приемниками в виде линии геофонов, которые располагаются на таком расстоянии от буровой, чтобы была обеспечена возможность получения сейсмических данных. Система содержит устройства обработки и интерпретирования отраженных сигналов, обнаруженных приемниками.

В способе осуществлено совмещение ГИС с процессом бурения без остановки процесса для предоставления скважины для сейсмокаротажа.

По полученным данным этим способом можно судить только о наличии или отсутствии нефти или газа. Ограничена разрешающая способность исследований. Способ не дает точности определения глубины залегания месторождения, для этого необходимо обеспечить повышение точности определения времени сейсмического события и скоростей упругих волн. Информация о характере среды, пересекаемой скважиной, ограничивается околоскважинной областью. Объясняется это рассеянием сферического по форме сейсмического излучения бурового инструмента в породе. Данным способом сейсмического мониторинга невозможно определение геологической структуры нефтегазоносного пласта, для такого исследования нужна дополнительная соседняя скважина.

Из патента РФ № 2439621 известна «Методика и система для выполнения межскважинных исследований», которая включает использование генератора сейсмических колебаний и счетчика отсчета времени генерации сейсмического события в первой скважине. Использование сейсмического приемника для регистрации сейсмического события и счетчика отсчета времени приема сейсмического события во второй скважине - скважине мониторинга. Использование независимой наземной системы отсчета для каждой скважины, которая принимает сигнал со спутника глобальной системы позиционирования (GPS). Таким образом, работа генератора сейсмических колебаний и сейсмического приемника привязана к общей опорной системе отсчета времени.

При реализации заявленного изобретения осуществляется картирование сейсмических воздействий. По сравнению с предыдущим аналогом будет достигаться результат, заключающийся в точной индикации начала отсчета времени каждого сейсмического события и получении адекватной точной скоростной модели межскважинного пространства, в отличии от предыдущего способа мониторинга с одиночной скважиной.

Данный способ исследования может быть реализован с целью мониторинга гидроразрыва пласта и в процессе добычи нефти. Способ увеличивает охват по площади пласта, но за счет дополнительной скважины, местоположение которой ограничивается затуханием распространения упругой волны в породе. Повышение точности исследований достигается за счет контроля команд и информации в процессе эксплуатации скважины с помощью дополнительной аппаратуры и дополнительной скважины.

Известен способ «Сейсмический анализ с использованием электрического погружного насоса в качестве источника сейсмических сигналов», патент РФ № 2386985. Предложен способ сейсмического мониторинга продуктивных пластов, в котором используют оборудование, уже находящееся в скважине, и не прерывают добычу. В настоящем изобретении в качестве источника сейсмических сигналов используют электрический погружной насос, вращаемый приводом с регулируемой скоростью. Путем колебательного изменения (качания) частоты привода может быть создано семейство основных частот и гармоник, которые могут быть зарегистрированы и обработаны. Модули датчиков, расположенные в другой скважине, обнаруживают сейсмические волны. По мере изменений в толще пород между скважинами, например появление воды, происходит изменение сейсмического сигнала, и оператор может анализировать последствия произведенных воздействий.

Данным способом может быть проведено сейсмическое исследование с очень незначительным вмешательством в эксплуатацию скважины. Исследование может проводиться через заданные промежутки времени, при этом данные регистрируют и сравнивают с предыдущими исследованиями с целью анализа воздействия производственной деятельности за истекшее время.

Упругие колебания от электрического погружного насоса такой же природы, как в предыдущих аналогах, имеют сферическую форму, такая волна быстро рассеивается, кроме того распространение вдоль всего ствола скважины также приводит к потере энергии волны. Прошедший в пласт оставшийся сигнал на таких частотах и длине волны, с учетом неоднородности газонефтеносной залежи, будет затухать за счет рассеивания на расстоянии до 50 м от источника излучения, поэтому производят «качание» частот, и семейство волн с разными частотами передается через толщу пород в виде сейсмических волн с переменными частотами, и некоторые из них улавливаются датчиком в соседней скважине.

Этим способом можно получать информацию, как и в предыдущем аналоге на ограниченном участке, между двумя скважинами. Не представляется возможным получать данные для построения геологической модели всего пласта, в противном случае использование этого метода тиражированием по месторождению станет экономически нецелесообразным.

Предлагаемый способ позволяет сократить до одной число скважин для сейсмоакустических исследований в процессе добычи нефти.

Задачей предлагаемого изобретения является создание незатратного способа сейсмоакустических исследований с использованием одной скважины, с организацией сейсмического мониторинга продуктивного пласта без прерывания процесса добычи нефти, при котором во время добычи углеводородов получают достоверную информацию о геологическом строении и состоянии продуктивного пласта в реальном масштабе времени для выбора оптимальных режимов добычи и эксплуатации, с возможностью использования способа на месторождениях различных типов строения, с истощенными и трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Техническим результатом решения поставленной задачи является повышение точности результатов сейсмического исследования по площади пласта, оптимизация процесса добычи, снижение затрат за счет неиспользования дополнительного оборудования для его проведения и контроля, и увеличение коэффициента извлечения нефти.

Поставленная задача и указанный технический результат достигается в способе сейсмического исследования в процессе добычи нефти за счет того, что

размещают в нагнетательной скважине на уровне перфорации скважинный акустический излучатель

на поверхности земли устанавливают сейсмоприемники по профилю, скважинным акустическим излучателем создают упругие колебания в виде горизонтально направленной в пласт волны цилиндрической формы,

которая образуется в скважинном акустическом излучателе путем отражения вертикально направленных плоских волн пьезоизлучателей от внешней поверхности конического экрана, с углом при вершине 90 град,

регистрируют сейсмоприемниками, установленными на поверхности земли, и измеряют амплитудо-частотные параметры продольных и поперечных волн, проходящих сквозь толщу пласта, вызванных деформацией породы от воздействия упругими колебаниями скважинного акустического излучателя,

по зарегистрированным данным и их интерпретации строят изображение геологической структуры пласта в формате 3D, с отражением границ газонефтяных и водонефтяных контактов.

одновременно с процессом сейсмических исследований с помощью акустического скважинного излучателя добывают нефть, создавая упругими колебаниями акустическое давление, обеспечивающее образование градиента давления для вытеснения нефти,

по мере появления изменений в геологической структуре пласта осуществляют регулирование режима работы скважинного акустического излучателя или его положения в скважине относительно пласта для обеспечения расчетного дебита нефти.

Источником возбуждения упругих колебаний для мониторинга пласта служит тот же акустический скважинный излучатель, которым создают избыточное пластовое давление для вытеснения нефти. Акустический скважинный излучатель содержит набор пъезопреобразователей для создания упругих колебаний в виде волны синусоидальной формы, в котором плоские вертикально направленные упругие волны преобразуются в горизонтальные путем отражения и разворота на 90 град, от наружной конической поверхности конического экрана, с углом при вершине 90 град, и трансформируются в цилиндрическую волну с эффективной мощностью, равной длине акустического скважинного излучателя. В результате установки акустического скважинного излучателя на уровне перфорации, цилиндрическая волна движется в горизонтальном направлении во все стороны от скважины, беспрепятственно проникает внутрь пласта-коллектора, образуя волновое поле, и распространяется по площади пласта, как по волноводу, в виде продольных и поперечных деформаций. При образовании естественного канала, ограниченного границами раздела двух сред нефть-вода и обусловленного явлением полного отражения от этих границ, образуется естественный волновод, способный поддерживать распространяющиеся внутри него волны, за счет этого увеличивается охват пласта. Цилиндрическую волну также возможно получить с помощью излучателя цилиндрической формы.

Возникающая деформация породы распространяется в виде колебания среды в каждой точке воздействия во времени и пространстве, с образованием продольных и поперечных волн, которые проходят сквозь толщу пласта по всей его площади через нефтегазонасыщенную и водонасыщенную части пласта со скоростью, присущей физическим свойствам каждой среды, которые и улавливаются сейсмоприемниками на поверхности земли. При этом используют динамические свойства и кинематические особенности упругих волн, измеряют амплитудо-частотные, скоростные и временные параметры. Регистрация продольных и поперечных волн позволяет не только изучить состав и типы пластовых флюидов, насыщающих поровое пространство породы, но и повысить точность и детальность исследований, улучшить разрешающую способность. Точная оценка кинематических и динамических параметров является основой для создания достоверной модели строения гетерогенной геологической среды.

Новизна способа заключается в том, что повышение достоверности и точности результата интерпретации достигается путем расширения области акустического воздействия на продуктивный пласт, полного охвата воздействием упругой волной, проникающей внутрь пласта, создающей соответствующие динамические возмущения каждой точки среды залежи. Изменения типа движителя вытеснения в системе матрица пород-флюид, воды на акустическое давление и повышение мощности воздействия в начальной точке приводит к проработке всего объема площади контура питания добывающей скважины.

В процессе добычи нефти одновременно в реальном времени или по мере необходимости осуществляется мониторинг пласта. Профили сейсмоприемников переставляют по необходимости в соответствии с планом исследований или устанавливают несколько профилей одновременно. Использование одновременно большого количества точек регистрации удешевляет и повышает эффективность нефтедобычи. По мере вытеснения нефти и воздействий на скважину происходят изменения в геологической структуре пласта, меняются сигналы, регистрируемые наземными сейсмоприемниками, оператор визуально по изображению геологической структуры контролирует эти изменения и осуществляет регулирование режима работы скважинного акустического излучателя. Таким образом, сейсмические исследования осуществляются в динамическом режиме, «отображение-воздействие-контроль», в реальном времени и без прерывания процесса нефтеизвлечения - это повышает достоверность, точность результатов исследований. Точность и достоверность результатов сейсмического анализа по мере использования предложенного способа дает возможность максимально правильно выбирать количественные показатели изменения режима работы и воздействия скважинного акустического излучателя. Сократить неоправданные затраты, вызванные недостоверными данными, и таким образом максимально оптимизировать регулирование и процесс добычи нефти. Точность способа и его очевидная оперативность позволяет обнаруживать и обрабатывать пласты малой мощности в несколько метров, тем самым повысить КИН, приближая его к 100%. Предложенные сейсмические исследования могут проводиться как непрерывно, так и в любые промежутки времени.

Пример осуществления способа.

Способ поясняется ссылками на схему сейсмических исследований в процессе добычи нефти, на которой показана:

эксплуатационная колонна нагнетательной скважины 1, обсадная головка 2, подъемник 3, лубрикатор 4, газо-нефтеносная залежь (ГНЗ 5), акустический скважинный излучатель 6, с пьезопреобразователями 7, и коническими экранами с углом при вершине 90 град 8, размещенный на уровне зоны перфорации 9, кабельный наконечник 10, трос-кабель питания скважинного излучателя 11, наземный генератор питания блока управления 12, сейсмоприемники, соединенные между собой 13, аналогово-цифровой анализатор-преобразователь акустических сигналов 14, пьезокабель 15, линия связи сейсмоприемников 16, портативный компьютер 17, упругие колебания 18.

В ходе осуществления способа, размещенным в нагнетательной скважине 1 на уровне перфорации 9 акустическим скважинным излучателем 6, настроенным на определенную частоту и мощность, создают акустическое давление на нефтеносный пласт и добывают нефть, на поверхности земли устанавливают сейсмоприемники 13 по профилю, акустическим скважинными устройством 1 создают упругие колебания 18 горизонтально направленной цилиндрической волной в ГНЗ 5, которую получают путем отражения плоских вертикально направленных волн, не показаны, пьезопреобразователя 7 от внешней конической поверхности конического экрана с углом при вершине 90 град 8, проходящие сквозь толщу пласта поперечные и продольные волны, не показаны, регистрируются сейсмоприемниками на поверхности земли 13. Например, часть сейсмоприемников профиля может зарегистрировать волны, проходящие через водоносную часть пласта, одновременно другая часть сейсмоприемников зарегистрирует волны, проходящие через нефтеносную часть пласта, которые различаются по динамическим свойствам. По подлежащим анализу измерениям сигналы с сейсмоприемников 13 поступают на обработку в аналогово-цифровой анализатор-преобразователь акустических сигналов 14, преобразованные оцифрованные данные поступают на портативный компьютер 17, который посредством специального программного обеспечения интерпретирует и отображает геологическую структуру пласта в формате 3D во времени, с отражением границ (газ, нефть, вода) с задержкой 4-6 сек. Одновременно с процессом мониторинга пласта в реальном времени идет добыча нефти по расчетному дебиту. По мере появления изменений в геологической структуре пласта ГНЗ 5, осуществляют регулирование режима работы скважинного устройства 6 путем изменения частоты наземного генератора питания блока управления 12 для обеспечения расчетного дебита нефти.

Комплекс оборудования может дополнительно оснащаться пьезокабелем -дистанционным датчиком вибрации 15, установленным по всей длине профиля сейсмоакустических приемников, с целью сбора дополнительной информации о распространении упругих колебаний в обрабатываемом пласте границы распространения, мощности вибрации жесткого скелета матрицы.

Из примера реализации видно, что способ незатратный и не требует дополнительного оборудования для проведения сейсмических исследований. Попутно волновое воздействие на призабойную зону скважины очищает поровое и трещинное пространство, высвобождает капиллярную нефть, выравнивает фронт вода-нефть, что способствует подключению к процессу добычи низкопроницаемых пропластков и повышает нефтеотдачу.

За счет эффективной мощности, равной длине акустического скважинного преобразователя, увеличения площади охвата пласта волновым излучением повышается разрешающая способность, точность, обеспечивается достоверность отображения внутреннего строения пласта, повышается коэффициент извлечения нефти.

В результате мониторинга изменений, происходящих в пласте, в реальном времени, достигается оптимальное без неоправданных действий «вслепую» регулирование процесса добычи. Исследования могут производиться непрерывно или в любое время без прерывания добычи нефти.

Точность способа и его очевидная оперативность позволяет различать и обрабатывать участок ГНЗ по всей площади, и между более удаленными скважинами. Таким образом, можно увеличить коэффициенты охвата и вытеснения, приближая их к 1,0, а следовательно, и коэффициент нефтеотдачи, который в данном случае также будет стремиться к показателю 1,0. При этом ведение разработки залежи будет полностью управляемым и контролируемым, за счет получения оперативной информации о процессах, происходящих в пласте, возможности изменения режимов воздействия и положения скважинного акустического излучателя относительно пласта. Расширяются возможности использования способа для извлечения остаточной нефти на месторождениях с истощенными и трудноизвлекаемыми запасами, а также в процессе разработки новых месторождений.