способ разработки нефтяного месторождения

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяного месторождения, включающий добычу нефти из добывающих скважин, закачку вытесняющих агентов в нагнетательные скважины, исследование геологической среды продуктивных пластов и использование физических методов воздействия на них с регистрацией и анализом эмиссионных излучений из геологической среды как до, в процессе воздействия, так и после воздействия, отличающийся тем, что определяют пространственно-временную совокупность очагов воздействия путем регистрации и анализа временных рядов сигналов эмиссионных излучений из областей геологической среды, покрывающих поля различной флюидонасыщенности, трещиноватости и напряженности, а также узловые зоны повышенной неустойчивости по площади и объему пластов, при этом данную совокупность очагов определяют до воздействия и корректируют в его процессе, а анализ сигналов эмиссионных излучений проводят с последовательной трансформацией временного диапазона и определением временных размерностей циклов вариации интенсивности эмиссионных излучений, соответствующих фрактальным субструктурам среды, начиная с самых малых, затем по совокупности определенных очагов устанавливают по площади и/или объему пластов участки и времена, из которых и в соответствии с которыми осуществляют поличастотное волновое и/или импульсное воздействие одновременно на двух или более частотах, причем данные частоты колебаний или следования импульсов устанавливают с корректировкой в процессе воздействия, по определяемым в ходе анализа эмиссионных излучений вышеуказанным временным размерностям.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что поличастотное волновое воздействие осуществляют по времени циклически, при этом продолжительность циклов устанавливают по изменению динамограмм и/или дебитов и/или по изменению газового фактора и компонентного состава газа добывающих скважин, в перерывах между циклами регистрируют и анализируют временные ряды сигналов эмиссионных излучений из областей геологической среды и корректируют пространственно-временную совокупность очагов воздействия, а общее количество циклов воздействия выбирают по прекращению реагирования добывающих скважин и/или отсутствию новых очагов воздействия.

3. Способ по 2, отличающийся тем, что начала циклов поличастотного воздействия выбирают в периоды времени, соответствующие определяемым по проводимому анализу временных рядов сигналов эмиссионных излучений началам повторяющихся крупномасштабных циклов вариации интенсивности сигналов эмиссионных излучений из пластовой среды.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что последовательную трансформацию временного диапазона при анализе временных рядов сигналов эмиссионных излучений из геологической среды проводят с последовательным уменьшением и/или увеличением, соответствующем иррациональному числу Ф=( 5+1)/2.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что регистрируют и анализируют временные ряды сигналов сейсмоакустической и/или электромагнитной эмиссии из геологической среды.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что при определении частот колебаний или следования импульсов для поличастотного воздействия дополнительно используют геолого-промысловую информацию о пространственно-временной динамике показателей добычи флюидов, коллекторских и физико-механических свойствах пластовой среды, например, временные показатели изменения дебитов скважин по площади залежей, а также данные о распределении пьезопроводности межскважинного пространства по участкам залежей и значения вязкости пластовой нефти.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что при определении частот колебаний или следования импульсов для поличастотного воздействия дополнительно используют геологическую и геофизическую информацию по структурно-геологическим параметрам разрывной тектоники пластов, в частности по субвертикальным или постседиментационным структурам, проникающим из глубин кристаллического фундамента в коллектор пласта.

8. Способ по п.1, отличающийся тем, что при регистрации временных рядов сигналов эмиссионных излучений из областей геологической среды, покрывающие поля различной трещиноватости и напряженности по объему залежи определяют с дневной поверхности с использованием метода сейсмолокации бокового обзора и/или метода сейсмолокации очагов эмиссии и/или по вскрывающим залежь скважинам.

9. Способ по п.1, отличающийся тем, что при поличастотном воздействии используют волны и/или импульсы упругих колебаний и/или электромагнитных колебаний и/или тепловые импульсы.

10. Способ по п.1, отличающийся тем, что при поличастотном воздействии используют возмущения давления и/или скорости в фильтрационных потоках в зонах дренирования выбранных скважин.

11. Способ по п.10, отличающийся тем, что для поличастотного воздействия возмущениями давления и/или скорости в фильтрационных потоках корректируют плотность сетки скважин и систему разработки, организуют новые очаги заводнения, бурят дополнительные скважины и/или боковые стволы, в том числе и горизонтальные скважины и стволы, при этом организуют расположение скважин и стволов, обеспечивающее преимущественно перпендикулярное к простиранию трещин вытеснение нефти.

12. Способ по п.1, отличающийся тем, что одновременно с поличастотным воздействием осуществляют физико-химическое и/или тепловое воздействие на проницаемую пластовую среду, в частности с закачкой в пласт растворов или эмульсий щелочей, кислот, полимеров и/или теплоносителей.

13. Способ по п.1, отличающийся тем, что при поличастотном воздействии с использованием скважин в них предварительно или одновременно с воздействием проводят комплекс технических мероприятий по устранению скин-эффекта и повышению гидродинамической связи с пластом, например, волновые обработки призабойной зоны в сочетании с репрессионно-депрессионным и физико-химическим воздействием.

14. Способ по п.1, отличающийся тем, что при поличастотном воздействии волнами и/или периодическими импульсами физических энергий с использованием скважин в них предварительно или одновременно проводят динамический нефтекислотный гидроразрыв пласта.

15. Способ по п.10, отличающийся тем, что поличастотное воздействие волнами упругих колебаний осуществляют с созданием в геологической среде параметров колебательного смещения и колебательного ускорения, превышающими соответственно значения (0,1-0,3) мкм и (0,1-0,5) м/с².

16. Способ по п.15, отличающийся тем, что поличастотное воздействие осуществляют наземными сейсмическими вибраторами или магнитогидродинамическими генераторами и/или скважинными поличастотными гидравлически механическими устройствами или электродинамическими преобразователями или взрывными источниками, создающими единичные взрывы или серии взрывов.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может успешно использоваться при разработке нефтяных и газовых месторождений с трудно извлекаемыми запасами, вскрывающими как карбонатные, так и терригенные коллекторы, в том числе с нефтями повышенной вязкости.

Известны способы разработки с применением физических методов воздействия на продуктивные пласты для повышения добычи нефти и нефтеотдачи пластов (Патент РФ № 2067166, Патент РФ № 2191889, МПК Е21В 43/16, опубл. в БИ 2002.10.27. Патент РФ № 2249658, МПК Е21В 43/25, опубл. в БИ 10.04.2005, Патент РФ № 2196225, МПК Е21В 43/25, Е21В 28/00, G01V 1/02, опубл. в БИ 10.01.2003).

Недостатком известных способов является не очень высокая эффективность методов воздействия. При осуществлении данных способов посредством подачи волновых возмущений из забоя скважин или с точек поверхности залежи в отдельных областях геологической продуктивной среды происходит изменение текущего напряженно-деформированного состояния, которое результируется в изменении полей трещиноватости в пластах и появлении дополнительных фильтрационных полей для притока флюидов в скважины. Однако при реализации данных способов отсутствуют какие-либо возможности прямого контроля и мониторинга происходящих изменений в пластах, что не позволяет производить эффективное регулирование процесса разработки и назначать операции для повышения эффективности воздействия.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ разработки нефтяного месторождения, предполагающий нагнетание рабочих агентов в нагнетательные скважины и отбор пластовой жидкости через добывающие скважины с созданием дополнительных каналов массопереноса в скважины путем подачи волновых энергетических импульсов в пласт с одновременной записью и анализом поступающих из пластов сигналов эмиссионных (акустических или электромагнитных) излучений, осуществление непрерывного компьютерного мониторинга по напряженности, флюидонасыщенности, давлению флюида изменения состояния залежи и развития каналов энергомассопереноса в пласте по группам скважин, на основе которого назначают момент времени подачи каждого последующего энергетического импульса в пласт и задают его энергетические и частотные параметры (Патент РФ № 2291954 Е21В 43/16, опубл. 27.05.2008, Бюл. № 2). Способ обеспечивает повышение эффективности разработки, позволяет создавать дополнительные фильтрационные потоки к скважинам и повышать добычу нефти, включает операции с целью осуществления контроля происходящих в пласте изменений в ходе воздействия.

Однако известный способ не реализует полностью возможности воздействия физическими излучениями на многокомпонентную продуктивную среду, не достигает оптимального по энергетическим и частотным параметрам воздействия на нее, обеспечивающее не только наиболее полное развитие местных эффектов изменения напряженно-деформационных и фильтрационных полей, но и постоянное их поддержание и развитие во времени и объеме пластов в ходе разработки с целью получения максимальной добычи и нефтеотдачи пластов. При реализации известного способа по регистрации эмиссионных излучений определяют зоны максимального развития напряженности пластовой среды и воздействуют на данные области с целью отклика среды и изменения состояния данных зон с развитием трещиноватости. Однако в реальности зоны повышенного эмиссионного излучения геологической среды могут быть связаны не только с локально неустойчивыми зонами повышенного напряжения в среде, но и с зонами уже активного переформирования структуры среды, например под влиянием глобальных факторов, и внешнее воздействие на них в данные моменты времени уже заведомо неэффективно. Кроме того, в известном способе не учитывается временная динамика изменения трещиноватости и напряженности пластовой среды, текущая пространственно-временная эволюция накопления и сброса собственной пластовой энергии, связанная, в том числе, и с потоками насыщающих фаз жидкости и газа, а воздействие ориентировано на достижение разовых, ограниченных по времени и по величине, эффектов от реализации текущего напряженного состояния в определенных областях среды.

Но наиболее существенно то, что энергетические и частотные параметры воздействия в известном способе выбираются по состоянию лишь одной определяющей компоненты структуры геологической среды, хотя геологическая насыщенная среда представлена иерархией фрактальных структур самого различного масштаба и ее напряженно-деформационное состояние и его изменение с развитием новых полей трещиноватости и новых фильтрационных полей определяется при взаимодействии микро- и макроструктур, а также состоянием и взаимодействием всех трех фаз - твердого скелета породы, жидкого флюида и газа. Комплексное изменение состояния продуктивной среды во многом определяется не только прочностно-деформационными характеристиками материала скелета пород, но и комплексными поверхностными, а для структурированных нефтей и объемными, физико-химическими и механическими взаимодействиями всех фаз. Для развития новой трещиноватости, помимо деформирования скелета, требуется и полноценное смачивание новой поверхности жидкими фазами и обеспечение подвижности - течения жидкой фазы со снижением вязкости по образующимся новым каналам. Все происходящие при этом явления взаимосвязаны и взаимообусловлены. Поскольку в известном способе воздействие направлено в основном на изменение состояния структурной компоненты лишь одного масштаба, его эффективность недостаточно высока и сильно падает в осложненных условиях - в условиях сильной обводненности и выработанности пластов при блокировании призабойной зоны скважин вязкими водонефтяными и газонефтяными эмульсиями.

Задачей изобретения является повышение эффективности разработки с увеличением текущей и конечной нефтеотдачи путем получения из геологической пластовой среды как соответственного анализа информации, прямо или косвенно связанной с временными и пространственными по площади и объему залежи изменениями напряженно-деформационных, флюидодинамических и физико-химических процессов, происходящих в пластах под влиянием внешних и внутренних факторов, так и использования результатов анализа для организации оптимального воздействия на пласты физическими излучениями, с обеспечением максимальной эффективности фильтрационного притока нефти к скважинам при снижении энергозатрат, и расширение функциональных возможностей способа.

Для решения поставленной задачи в известном способе, включающем добычу нефти из добывающих скважин, закачку вытесняющих агентов в нагнетательные скважины, исследование геологической среды продуктивных пластов и использование физических методов воздействия на них с регистрацией и анализом эмиссионных излучений из геологической среды как до воздействия, в процессе его, так и после воздействия, согласно изобретению определяют пространственно-временную совокупность очагов воздействия путем регистрации и анализа временных рядов сигналов эмиссионных излучений из областей геологической среды, покрывающих поля различной флюидонасыщенности, трещиноватости и напряженности, а также узловые зоны повышенной неустойчивости по площади и объему пластов, при этом данную совокупность очагов определяют до воздействия и корректируют в его процессе, а анализ сигналов эмиссионных излучений проводят с последовательной трансформацией временного диапазона и определением временных размерностей циклов вариации интенсивности эмиссионных излучений, соответствующих фрактальным субструктурам среды, начиная с самых малых, затем по совокупности определенных очагов устанавливают по площади и/или объему пластов участки и времена, из которых и в соответствии с которыми осуществляют поличастотное волновое и/или импульсное воздействие одновременно на двух или более частотах, причем данные частоты колебаний или следования импульсов устанавливают с корректировкой в процессе воздействия по определяемым в ходе анализа эмиссионных излучений вышеуказанным временным размерностям.

При осуществлении способа целесообразно поличастотное волновое воздействие осуществлять циклически, при этом устанавливать продолжительность циклов по изменению динамограмм и/или дебитов и/или по изменению газового фактора и компонентного состава газа добывающих скважин, а в перерывах между циклами регистрировать и анализировать временные ряды сигналов эмиссионных излучений из областей геологической среды и корректировать пространственно-временную совокупность очагов воздействия, при этом общее количество циклов воздействия выбирать по прекращению реагирования добывающих скважин и/или отсутствию новых очагов воздействия.

Для достижения максимальной энергетической эффективности воздействия целесообразно начала циклов поличастотного воздействия выбирать в периоды времени, соответствующие определяемым по проводимому анализу временных рядов сигналов эмиссионных излучений началам повторяющихся крупномасштабных циклов вариации интенсивности сигналов эмиссионных излучений из пластовой среды.

При осуществлении способа целесообразно последовательную трансформацию временного диапазона при анализе временных рядов сигналов эмиссионных излучений из геологической среды проводить с последовательным его уменьшением и/или увеличением, соответствующим иррациональному числу Ф=( 5+1)/2.

В качестве эмиссионных излучений возможно регистрировать и анализировать временные ряды сигналов сейсмоакустической и/или электромагнитной эмиссии из геологической среды.

Для более точного определения частот колебаний или следования импульсов при поличастотном воздействии возможно дополнительно использовать геолого-промысловую информацию о пространственно-временной динамике показателей добычи флюидов, коллекторских и физико-механических свойствах пластовой среды, например, временные показатели изменения дебитов скважин по площади залежей, а также данные о распределении пьезопроводности межскважинного пространства по участкам залежей и значения вязкости пластовой нефти. Также дополнительно можно использовать геологическую и геофизическую информацию по структурно-геологическим параметрам разрывной тектоники пластов, в частности по субвертикальным или постседиментационным структурам, проникающим из глубин кристаллического фундамента в коллектор пласта.

Регистрацию временных рядов сигналов эмиссионных излучений из областей геологической среды, покрывающих поля различной трещиноватости и напряженности по объему залежи, возможно определять с дневной поверхности с использованием метода сейсмолокации бокового обзора (СЛБО) и/или метода сейсмолокации очагов эмиссии (СЛОЭ) и/или по вскрывающим залежь скважинам.

При этом в качестве волн и/или импульсов физических энергий при поличастотном воздействии возможно использовать волны и/или импульсы упругих колебаний и/или электромагнитных колебаний и/или тепловые импульсы.

В определенных условиях разработки в качестве импульсов физических энергий при поличастотном воздействии возможно дополнительно использовать возмущения давления и/или скорости в фильтрационных потоках в зонах дренирования выбранных скважин.

При этом для поличастотного воздействия возмущениями давления и/или скорости в фильтрационных потоках целесообразно корректировать плотность сетки скважин и систему разработки, организовывать новые очаги заводнения, бурить дополнительные нагнетательные скважины и/или боковые стволы, в том числе и горизонтальные скважины и стволы, при этом организовывать расположение скважин и стволов, обеспечивающее преимущественно перпендикулярное к простиранию трещин вытеснение нефти.

В определенных условиях разработки одновременно с поличастотным волновым и/или периодическим импульсным воздействием физическими излучениями целесообразно осуществлять физико-химическое и/или тепловое воздействие на проницаемую пластовую среду, в частности с закачкой в пласт растворов или эмульсий щелочей, кислот, полимеров и/или теплоносителей.

При поличастотном воздействии с использованием скважин возможно проведение в них предварительно или одновременно с воздействием комплекса технических мероприятий по устранению скин-эффекта и повышению гидродинамической связи с пластом, например волновые обработки призабойной зоны в сочетании репрессионно-депрессионным и физико-химическим воздействием.

В определенных геолого-физических условиях при поличастотном воздействии с использованием скважин в них предварительно или одновременно с воздействием возможно проведение динамического нефтекислотного гидроразрыва пласта.

Поличастотное воздействие волнами упругих колебаний оптимально осуществлять с созданием в геологической среде параметров колебательного смещения и колебательного ускорения, превышающими соответственно значения (0,1-0,3) мкм и (0,1-0,5) м/с².

Технологически целесообразно поличастотное воздействие волнами упругих колебаний осуществлять скважинными поличастотными установками, например гидродинамическими генераторами.

Поличастотное воздействие волнами упругих колебаний из выбранных точек поверхности залежи возможно осуществлять наземными сейсмическими вибраторами или импульсными излучателями.

Вышеуказанные отличительные от прототипа признаки предложенного способа определяют возникновение нового качества разработки месторождения, связанного с организацией непрерывного информационного взаимодействия с горной средой пласта в процессах вытеснения нефти, позволяющего осуществлять внешние управляющие воздействия физическими излучениями, максимально учитывающие структуру и особенности строения залежей, временные процессы постоянного накопления и выделения собственной энергии и ее перераспределение в среде, для обеспечения наилучшего притока нефти к скважинам, а в определенных условиях и для восполнения запасов нефти в залежи, для получения нового технического результата, изложенного в задаче изобретения.

Сущность предлагаемого изобретения заключается в следующем.

На всех этапах разработки залежей нефтяных месторождений сложнонапряженное состояние многофазной продуктивной геологической среды непрерывно изменяется. Данные изменения происходят и во времени - в связи с действием глобальных внешних факторов, состоянием разработки, и в пространстве - в соответствии с внутренней структурой среды залежи, по распространению потоков фаз по объему залежи и развитию флюидодинамических фильтрационных процессов, микро- и макротрещиноватости, дилатансии и др. Сам процесс добычи углеводородов - бурение скважин, извлечение нефти и газа из подземных пластов, закачка больших объемов вытесняющего агента - вызывает сильные возмущения состояния горной среды и отклонения его от равновесного состояния. С другой стороны, текущие флюидодинамические процессы, которые во многом определяют эффективность совокупного процесса разработки, являются важным компонентом и функционалом сложнонапряженного состояния. Строение и структура геологических сред имеет фрактальный характер, а поскольку согласно основному принципу синергетики (Г.Хакен. Синергетика, М.: Мир, 1980. - 406 с.) процессы нарастания сложности и упорядоченности (из хаотических составляющих) имеют единый алгоритм, независимо от природы систем, в которых они осуществляются, то внутренние закономерности поведения геологической среды сходны с общими закономерностями поведения сложных природных систем - состояние проходит через повторяющиеся в различных масштабах временные циклы активности, в начале которых в короткие периоды «затишья» система находится в узловых точках «бифуркации», в которых определяется дальнейший путь эволюции системы - либо с тенденцией нарастания упорядоченности и накоплением энергии, либо с нарастанием хаотичности и выделением внутренней энергии. Данные точки бифуркации привязаны как ко времени эволюции нефтенасыщенной геологической среды, так и к ее пространственному измерению.

Внутренние циклы сложнонапряженного состояния геологической среды проявляются, например, при проведении опытно-промысловых исследований по методу СЛБО при наблюдениях, периодически сменяющихся в объеме околоскважинного пространства полей напряженности и трещиноватости (Кузнецов О.Л., Чиркин И.А., Курьянов Ю.В. и др. Сейсмоакустика пористых и трещиноватых сред, т.2, Экспериментальные исследования, - М.: Государственный научный центр РФ-ВНИИгеосистем, 2004. - 362 с.).

Применительно к предлагаемому изобретению особенно важно то, что в точках бифуркации саморазвитием сложных систем, т.е. напряженно-деформационным состоянием среды, можно эффективно управлять, подавая в точках бифуркации управляющие, относительно малые по энергии возмущения.

Информативными параметрами вышеизложенных процессов являются сигналы эмиссионных излучений из геологической среды, которые отражают все происходящие на всех масштабных уровнях фрактальной структуры среды процессы - деформационные, возникновение трещин, разрывов всех размеров и т.д. Временные ряды данных сигналов также фрактальны и несут в себе важную информацию о текущем состоянии системы.

Согласно предлагаемому изобретению осуществляют анализ временного ряда сигналов эмиссионных излучений в различных временных диапазонах. Цель данного анализа и заключается в выявлении внутренних скрытых закономерностей поведения сложно-напряженной насыщенной продуктивной среды, определении различных временных размерностей скрытых внутренних циклов и нахождении временных узловых точек бифуркации, воздействие на которые по времени энергетически наиболее выгодно. Данные точки определяются и по времени, и по объему среды залежи.

Наиболее информативно и эффективно анализ временного ряда сигналов эмиссионных излучений из среды осуществлять с трансформацией пространственного масштаба с последовательным уменьшением и/или увеличением в отношении, равном отношению масштабов логарифмической спирали, в любой точке которой отношение длины дуги к ее диаметру равно иррациональному числу Ф=( 5+1)/2. В этой трансформации заложен основополагающий природный принцип самодостаточности, который проявляется в строении сложных нелинейных систем, например различных природных образований, форм, вихрей, спиральных галактик в виде простых отношений, и применение которого для анализа позволяет наиболее быстро и гарантированно определить скрытые глубинные закономерности в различных масштабах.

Кроме того, в результате данного анализа определяются различные частоты, соответствующие определенным временным циклам. Поэтому для достижения максимального управляющего отклика среды энергетическое воздействие должно иметь волновой характер и являться поличастотным - согласно изобретению осуществляют управляющее воздействия волнами и/или периодическими импульсами физических энергий одновременно на двух или более частотах, соответствующих определенным по эмиссионному анализу излучений самым малым и самым большим временным размерностям циклов разного масштаба. При этом в среде происходит триггерный отклик по принципу резонансной синхронизации - состояние среды изменяется сразу по всем структурным уровням разного масштаба с выделением собственной энергии среды и развитием в среде активного трещинообразования, изменениями полей насыщенности и фильтрации, в разрывах насыщенностей уплотненных зон инициируются процессы капиллярного пропитывания, мобилизуются изолированные кластеры, реализуются фильтрационные перепады давлений между зонами различной проницаемости, ускоряются фильтрационные процессы. В определенных условиях данные изменения способствуют также притоку мантийной глубинной нефти и восполнению запасов залежи.

Процесс разработки происходит с более равномерным и эффективным вытеснением нефти из пластов, с увеличением притока нефти к скважинам и повышением нефтеотдачи.

Точки воздействия выбираются из скважин, зоны дренирования которых связаны с выявленными пространственно-временными зонами локальных неустойчивостей (точками бифуркации состояния продуктивной среды) или на поверхности - по минимальному расстоянию к данным зонам.

При этом для осуществления воздействия, в первую очередь, выбираются проблемные, по общему состоянию разработки, площади и зоны залежей.

Волновой характер подачи энергии управляющих возмущений, заложенный в предлагаемом изобретении, позволяет осуществлять целевое дистанционное воздействие на нефтенасыщенную продуктивную среду залежей по принципу минимальной достаточности с использованием внутренних частотных особенностей и более выраженных свойств аккумулирования энергии механических напряжений, присущих нефтенасыщенной геологической среде.

Механизм, ответственный за существование данного свойства, которое проявляется в наблюдаемых природных явлениях (Графов Б.М., Арутюнов С.Л., Казаринов В.Е. и др. Анализ геоакустического излучения нефтегазовой залежи при использовании технологии АПЧАР.//Геофизика, - 1998, № 5, - с.24-28), заключается в особенностях строения, структуры данной среды и эволюции ее сложнонапряженного состояния по времени и по объему залежей. Определяемые по анализу эмиссионных излучений внутренние временные циклы активности, разномасштабные циклы и аттракторы фазовых энергетических состояний внутри циклов, существенно отличаются от аналогичных параметров для сухих и водонасыщенных пород. Для нефтенасыщенных пород временные размерности существенно больше, а аттракторы плотнее и устойчивее. Нефтяной, усложненный по своей внутренней структуре, природный компонент здесь является компонентом добавочной самоорганизации общей структурной системы среды - точки бифуркации наблюдаются в циклах большего временного масштаба, флуктуации состояния происходят реже, но с большими плотностями выделяемой из среды энергии. Добавочная самоорганизация среды и особенности внутренних циклов приводят к тому, что нефтенасыщенная среда в процессе изменения напряженного состояния накапливает по элементам своей структуры больше энергии. Другой важной для сущности предлагаемого изобретения стороной данного свойства является повышенная «чувствительность» нефтенасыщенной среды в точках бифуркации к соответственно организованным, именно по заявляемым техническим признакам, управляющим малым волновым поличастотным возмущениям, начинающим изменения общей структурной иерархии среды с микроуровней структуры при взаимодействии минералов с нефтяной фазой.

Благодаря существованию данного свойства подобное волновое воздействие происходит с выделением собственной энергии среды и по общему влиянию на процессы разработки наиболее эффективно.

Способ осуществляют следующим образом.

По выбранной нефтяной залежи проводят исследование геологической среды пласта, изучают промысловые карты контуров нефтеносности, геологических профилей, структурные и другие карты, данные сейсмического профилирования, проводят томографию продуктивных пластов и подстилающей горной среды но разрезу и по площади, например, методом СЛБО для подробного изучения геологических особенностей залегания, распределения полей различной насыщенности, зон естественной трещиноватости, слабодренируемых зон, а также выявляют зоны аномалий сейсмической активности и других геолого-физических параметров среды. Проводят регистрацию, запись и анализ временных рядов эмиссионных излучений из областей геологической среды, связанных с областями различной нефтенасыщенности, трещиноватости и напряженности среды. По данному анализу определяют временные размерности внутренних циклов изменения напряженно-деформационного состояния данных областей среды и частоты воздействия. Определяют также пространственное расположение и привязку по времени очагов воздействия - точек на поверхности залежи и скважин, расположенных в пределах данных областей или скважин, зоны дренирования которых связаны с данными областями, для проведения поличастотного регулярного или импульсного волнового воздействия на пласт.

В случае необходимости дополнения имеющихся данных, по методикам авторов изобретения проводят лабораторные исследования акустопластических и фильтрационно-деформационыых процессов на кернах в поле упругих колебаний и определяют режимные параметры колебательного смещения и ускорения для эффективного проведения виброволнового воздействия с целью очистки пористых сред призабойных зон скважин и образования в них микротрещин, а также и для воздействия возмущающими напряжениями на выявленные зоны.

Обустраиваются участки нефтяной залежи для осуществления способа. По отобранным участкам поверхности залежи производят предварительные работы по подготовке к проведению воздействия на пласт, планируют территорию для расстановки специальной техники и прокладки коммуникаций, проверяют техническое состояние отобранных для воздействия скважин, уточняют геолого-физические характеристики пласта, оценивают требуемые режимные параметры подачи импульсов давления жидкости, оборудуют устье скважины требуемой техникой, компьютерными измерительными комплексами и производят другие необходимые по регламенту работы.

По участкам поверхности залежи размещают поверхностные вибросейсмические источники - передвижные вибросейсмические платформы или вибромолоты, передающие энергию но направлению к выбранным зонам пласта через заглубленные под рыхлые поверхностные грунты специальные анкерные скважины.

По выбранным скважинам устанавливают устьевые или забойные генераторы или клапанно-импульсные устройства. Они работают постоянно или периодически одновременно с нагнетанием вытесняющих агентов в нагнетательные скважины и с отбором пластовой жидкости через добывающие. В качестве них можно использовать гидродинамические генераторы с постоянной подвеской, в том числе работающие совместно с ЭЦН в добывающих скважинах, импульсное скважинное оборудование, работающее совместно со штанговыми насосами и другие клапанно-импульсные устройства. Станки-качалки добывающих скважин оснащаются специальными импульсно-ударными устройствами, в нагнетательных скважинах на спускаемых насосно-компрессорных трубах устанавливают на уровне продуктивных интервалов пластов гидродинамические генераторы. При этом на устье скважин с использованием разработанного авторами измерительного комплекса можно непрерывно производить запись и фрактальный анализ возникающего отклика среды ПЗП - изменения интенсивности и характера событий акустической эмиссии, на основе которого осуществлять контроль режимов работы поверхностных сейсмо-вибраторов, импульсно-ударных устройств и гидродинамических генераторов.

На следующем этапе работ с поверхности залежи, а также через забои скважин осуществляют поличастотное воздействие на пласт. При этом одновременно осуществляют запись и анализ сигналов АЭ из пласта и компьютерный мониторинг режимов воздействия. С использованием созданной обратной связи с пластом производят контроль за эффективностью воздействия и производят настройку его режима -корректируют оптимальные частоты, временные параметры волнового воздействия и его энергетические параметры, обеспечивающие эффективность воздействия.

Возмущения давления и/или скорости в фильтрационных потоках в зонах дренирования выбранных скважин с целью усиления и поддержания достаточной длительности достигаемых эффектов воздействия, можно осуществлять изменением забойного давления (режимов закачки и отбора) в скважинах, вплоть до полной периодической остановки работы целой группы скважин. При этом во время остановок нагнетательных скважин в противоположные к ним скважины осуществляют циклы закачки в переменном режиме с большими амплитудами изменения давления нагнетания. Периодическая закачка требуемых повышенных объемов жидкости через установленные в скважинах гидродинамические генераторы может осуществляться при стандартных и даже пониженных давлениях на линии нагнетания и при этом появляется возможность варьирования в широких пределах параметров периодической закачки даже при использовании обычных линий КНС.

При реализации способа с предлагаемой организацией и осуществлением физических методов воздействия не только наиболее полно учитываются особенности геологической структуры пласта, но и внутренние тенденции ее преобразования, при этом для обеспечения достаточно большого масштаба и глубины осуществляемого воздействия рационально используются энергетические запасы существующих метастабильных состояний горных сред, обеспечивающие существенное повышение показателей разработки залежей, выработку застойных, не охваченных ранее в разработку зон и участков, существенное увеличение полноты извлечения нефти из пластов.

Пример осуществления способа.

На нефтяном месторождении провели исследование геологической среды пласта. Осуществили объемную томографию методом СЛБО. Также провели микробиологические исследования углеводородных утечек по площади залежи. Проведенные предварительные исследования позволили выявить особенности развития и функционирования повышенной трещиноватости, микросейсмической активности и слабодренируемые зоны, связанные с невыработанными запасами нефти. Для уточнения привязки невыработанных запасов по участкам к конкретным скважинам провели также по методике авторов исследования наработанного опытно-промыслового материала анализировались характеристики вытеснения по скважинам и оценивалось соотношение относительных извлекаемых запасов и подвижных запасов для определения скважин, в которых фактическое нефтесодержание меньше приведенного.

По проведенным исследованиям выбрали для осуществления способа участок нефтяного месторождения, включающий 2 нагнетательные и 15 добывающих скважин. Схема участка залежи представлена на фиг.1. Основным объектом разработки на участке являются известняки терригенной толщи нижнего карбона пористостью 12-14%, проницаемостью - 0,4 мкм². Плотность нефти в условиях залегания пластов 883,0-902,0 кг/м³ , вязкость - 7,4 мПа*с, давление насыщения - 2,7 МПа. Глубина до кровли пластов - 1180-1300 м. Обводненность продукции - 60%.

Среднесуточная текущая добыча нефти по участку 28,5 т/сут, весовая обводненность 55%. Среднесуточная текущая закачка воды 236,3 м³/сут, средняя приемистость скважин 39,4 м³/сут, средний дебит добывающих скважин но нефти 1,9 т/сут. По добывающим скважинам 5 эксплуатируются при помощи ЭЦН (номера 3, 8, 13, 14, 19 фиг.1) и 10 - ШГН. Распределение по обводненности: пять скважин продуцируют с обводненностью от 4,7 до 13,9%, четыре - с обводненностью от 55 до 95%, четыре - с обводненностью свыше 98%.

Расстояния между добывающими и нагнетательными скважинами -от 350 до 450 м.

По отобранным на участке керновым материалам и пробам пластовых жидкостей провели лабораторные исследования влияния возмущений механических напряжений на акустопластические и фильтрационно-деформационные процессы и определили пороговые параметры колебательного смещения возникновения триггерных эффектов деформирования, накопления микроразрушений и структурной перестройки насыщенных горных пород =0.3 мкм, а также пороговые колебательные параметры возникновения фильтрационных эффектов и декольматационных явлений

м/с², =0,65 мкм.

Производится обустройство участка и проводятся подготовительные работы, настройка технических характеристик планируемых к применению генераторов, в том числе и импульсных, на обеспечение требуемых амплитудно-частотных режимов воздействия по каждому объекту применения.

Далее начинается реализация способа. В нагнетательных скважинах 7, 10, 21 предварительно проводят очистку призабойной зоны от механических кольматантов и асфальто-смолистых отложений с применением генератора «Стрэнтер» ГД2 В-ЗГТ композицией ПАВ и углеводородных растворителей. Промывку забоя осуществляют с использованием колтюбинговой установки типа Hydra Rig и насосного агрегата ЦА-320. Приемистость скважин 7, 10, 21 доводят соответственно до 31, 23, 50 м³/сут при давлении нагнетания 13 МПа. Далее в скважины на трубах ПКТ устанавливают генераторы «Стрэнтер» ГД2 В-6 ВШ и подключают к водоводам КНС.

В добывающие скважины 4, 9, 12, 18 после отбивки забоев, промывки стволов и их шаблонирования спускают па НКТ генераторы «Стрэнтер» ГД2 В-15, при этом на трубах выше генераторов устанавливают механические пакеры с якорями. К устьевой арматуре присоединяют смеситель, к которому подключают напорные линии 3-х насосных агрегатов типа СИН-35 (ЦА-320) и 2-х кислотных агрегатов для параллельной работы. Приемные шланги насосных агрегатов устанавливают в технологическую емкость объемом 30 м³, заполненную нефтью. От затрубной задвижки прокладывают выкидную линию в технологическую емкость.

К колоннам скважин подключают измерительный комплекс НПП ОЙЛ-ИНЖИНИРИНГ для регистрации акустических сигналов из пласта по обсадной колонне, представленный чувствительными пьезоэлектрическими преобразователями типа Д1-1-3-М1 и ДН-4-М1, устройствами предварительного усиления сигналов, ВШВ-003-МЗ, аналого-цифровым преобразователем (АЦП) Е-330, портативным компьютером-ноутбуком на базе процессора Intel Pentium-M, оснащенным специальными расчетными программами.

Производят прокачку рабочей жидкости - нефти через генераторы в сменяющихся режимах циркуляции через затрубное пространство и технологическую емкость. Затем осуществляют ее закачку в пласт и последующий излив из пласта. Одновременно осуществляют непрерывный контроль изменения состояния среды ПЗП по компьютеру измерительного комплекса. По данному контролю при необходимости назначают операции закачки и задавки в пласт последовательно соляной кислоты (24-28%) и нефтекислотной эмульсии (50%), при этом возможно повышение давления на забоях до горного давления и выше. По компьютерному контролю операции инициирования останавливают, скважинную арматуру обвязывают с азотным агрегатом и производят волновое и пенное воздействие на ПЗП с извлечением из пласта продуктов химических реакций.

Гидродинамические генераторы поднимают на трубах из скважин и заменяют на специальные забойные электромагнитные излучатели высокоамплитудных импульсов давления или клапанно-импульсные гидравлические устройства конструкции НПП ОЙЛ-ИНЖИНИРИНГ. Электромагнитные излучатели основаны на принципе отталкивания индуцированных магнитных потоков, которые позволяют развивать мощность в импульсах до 0,5-1,0 ГВт. Их спускают на 73 мм насосно-компрессорных трубах в интервал пласта и подключают специальным кабелем к генератору электрических импульсов с регулируемой амплитудой, скважностью (0,1-10 с) и частотой колебаний в волновом цуге (10-1000 Гц). Кабель крепят к трубам клямсами. Производят обвязку скважинной арматуры с насосными агрегатами и одновременно с прокачкой рабочей жидкости - нефти через клапанно-импульсные устройства и/или электромагнитные излучатели последовательную подачу импульсов давления в пласт. Осуществляют непрерывный компьютерный контроль изменений в среде пласта и по обратной связи назначают изменения режимов подачи импульсов давления. При этом импульсную мощность электромагнитных излучателей последовательно увеличивают с 10-15 кВт до 0,5-1 ГВт. Данные изменения осуществляют как регулированием расходно-напорных характеристик работы насосов и подстройкой регулировок рабочих узлов клапанно-импульсных устройств, так и настройкой генератора электрических импульсов для излучения электромагнитными излучателями в пласт цугов импульсов упругих колебаний с варьируемой амплитудой, а также последовательностью следования и частотой колебаний в нуге.

По добывающим скважинам 3, 6, 14, 16, 20 производят переоборудование штанговых насосов - хвостовики насосов оснащают специальным импульсным скважинным оборудованием конструкции НПП ОЙЛ-ИНЖИНИРИНГ с удлинением труб и разгрузкой их на забой.

После завершения операций воздействия в скважинах 4, 9, 12, 18, при установке на них штанговых насосов, также осуществляют данное переоборудование.

В добывающих скважинах 3, 8, 13, 19 производят дополнительное оборудование подвески ЭЦН электроискровыми генераторами типа «Сапфир», которые получают питание от системы электропривода ЭЦН.

Нагнетательные скважины участка дополнительно оборудуют устьевыми автоматизированными задвижками с дистанционным управлением.

После завершения операций создания волновых каналов энерго-массопереноса в скважинах 4, 9, 12, 18 все скважины пускают в эксплуатацию. При этом одновременно производят воздействие возмущениями механических напряжений из групп как добывающих, так и нагнетательных скважин.

Создание нестационарных и знакопеременных перепадов давления в среде пласта осуществляют путем периодической остановки (на 10-14 сут) нагнетательной скважины 7 при работе в этот период скважины 10 в режиме циклического нагнетания пуск-остановка с малым периодом (5-10 ч). Аналогично работает скважина 7 в периоды отключений скважины 10.

При закачке воды в нагнетательные скважины и одновременном воздействии через них упругими колебаниями средняя приемистость возрастает и достигает значения 54,3 м³/сут. При отборе пластовой жидкости одновременно осуществляют импульсное воздействие при работе как штанговых насосов, так и ЭЦН.

В таком режиме процесс эксплуатации участка осуществляют в течение 2,5 месяцев.

В результате по истечении данного срока весовая обводненность продукции по участку понизилась до 37%, а среднесуточная добыча нефти возросла до 42,2 т/сут (на 48%).