ФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ПНП 1 Технология проведения ГРП

ФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ПНП 1

Технология проведения ГРП сводится к следующим операциям 1. Закачка в пласт маловязких жидкостей разрыва для создания трещин в пласте (в нагнетательных скважинах в качестве жидкостей разрыва применяют воду, растворы сульфитспиртовой барды, в добывающих применяют углеводородные жидкости или их смеси с загустителями). Момент разрыва пласта отличается резким увеличением расхода или резким снижением давления при неизменном расходе. 2. После разрыва пласта, не снижая давления, в скважину закачивают жидкость песконоситель – вязкую жидкость, смешанную с кварцевым отсортированным песком или искусственным закрепителем-проппантом (корунд, оксид циркония). В качестве жидкости песконосителя применяют различные гели на углеводородной и водной основе, водо-нефтяные эмульсии, загущенные растворы соляной кислоты и др. 3. Для проталкивания проппанта в трещины и предохранения их от смыкания закачивают продавочную жидкость в объеме или больше объема НКТ. Устье скважины закрывают до момента снижения давления до атмосферного. Гидроразрыв пласта 2

ГРП рассматривается как метод ПНП для слабопроницаемых пластов. В высокопроницаемых пластах это метод ускорения (интенсификации) извлечения проектного количества нефти, причем в определенных геологических ус ловиях это ускорение может привести к существенному снижению нефтеотдачи – создавая дополнительные трещины в высокопроницаемых пластах мы повышаем приприродную неоднородность коллектора, что приводит к усилению процессов неравномерного продвижения закачиваемых вод, преждевременному обводнению скважин по искусственно созданным трещинам до предельного значения, в связи с чем приходится отключать из разработки скважины и оставлять запасы нефти в значительном, неохваченном заводнением объеме пласта. Гидравлический разрыв пласта 3

Опыт применения ГРП свидетельствует о том, что ГРП может рассматриваться как МУН при его применении на слабопроницаемых коллекторах, запасы которых относятся к категории трудноизвлекаемых. Причем граничные значения проницаемости таких коллекторов различных геологических условиях – на некоторых месторождениях даже коллекторы с проницаемостью единицы миллидарси дают промышленные притоки нефти. Значения проницаемости для отнесения коллекторов к слабопроницаемым определяются для каждого месторождения на основании ОПР по характеру выработки пластов, кроме этого необходимо знать условия залегания и гидродинамику залежей нефти. Так слабопроницаемый, расчлененные коллекторы Ач. толщи в Зап. Сибири содержат ТИЗ нефти. Здесь отдельные пласты в скважинах плохо коррелируются между собой, однако ГРП показывает высокую эффективность, что объясняется гидродинамической связью данных пластов из за влияния трещиноватости. 4

Наоборот, на Ромашкинском месторождении слабопроницаемые пласты горизонтов Д 1 Д 0 характеризуются малой расчлененностью, хотя хорошо коррелируются между собой, лучше, чем Ач. отложения Зап. Сибири, однако ГРП здесь не дает положительных результатов из-за низких пластовых давлений, объясняемых отсутствием гидродинамической связи между отдельными пластами горизонтов Д 1 Д 0. Т. о. ГРП в Ач. толще является типичным методом эффективных МУН, а на слабопроницаемых коллекторах Ромашкинского месторождения без организации системы ППД он не эффективен. 5

Проведение гидроразрыва преследует две главные цели : 1). Повысить продуктивность пласта путем увеличения эффективного радиуса дренирования скважины. В пластах с относительно низкой проницаемостью гидроразрыв - лучший способ повышения продуктивности. 2). Создать канал притока в приствольной зоне нарушенной проницаемости. Нарушение проницаемости продуктивного пласта - важное для понимания понятие, поскольку тип и масштаб процесса разрыва проектируется именно с целью исправления этого нарушения. Если есть возможность создать проходящую сквозь зону повреждения трещину, заполненную проппантом, и привести падение давления до нормальной величины градиента гидродинамического давления, то продуктивность скважины возрастет. Обычно нарушение проницаемости продуктивного пласта отождествляется со “скиновым повреждением”, то-есть с нарушением проницаемости призабойной зоны. Однако, эту величину не всегда можно определить через измерения или расчет “скина”. Обычно принимают скин - фактор (коэффициент, определяющий степень нарушения коллекторских свойств пласта) равным нулю, чтобы указать, что нарушения проницаемости пласта нет, однако это фактически не означает, что повреждения нет. Например, кислотная обработка может проникнуть достаточно глубоко в пласт на участке в несколько метров в верхней части 20 - метрового интервала перфорации, чтобы при исследованиях было обнаружено устранение положительного скина. Однако при этом положительная часть интервала может быть частично забита механическими примесями или буровым раствором. Подлинная потенциальная продуктивность этой скважины может оказаться во много раз больше, чем ее производительность при замеренном нулевом скине. 6

Вот некоторые формы нарушения проницаемости пласта : 1). Вторжение в пласт частиц бурового раствора. 2). Вторжение в пласт фильтрата бурового раствора. 3). Вторжение в пласт фильтрата цемента. 4). Несоответствие перфорации по размеру, количеству и глубине проникновения отверстий. 5). Разрушение перфорации и уплотнение материнской породы. 6) Мехпримеси в жидкости заканчивания или жидкости глушения, проникающие в пласт или забивающие перфорацию. 7). Вторжение в пласт жидкостей заканчивания или глушения. 8). Закупоривание пласта природными глинами. 9). Отложения асфальтенов или парафинов в пласте или перфорации. 10). Отложения солей в пласте или перфорации. 11). Образование или закачка эмульсии в пласт. 12). Закачка кислот или растворителей с мехпримесями или отложения мехпримесей в пласте. 7

Критерии выбора скважин для проведения ГРП. Для проведения ГРП предпочтение отдается скважинам, удовлетворяющим установленным нижеперечисленным критериям. Последние в комплексе позволяют с высокой вероятностью обеспечить интенсификацию добычи нефти. В зависимости от начальной проницаемости пласта и состояния призабойной зоны скважины критерии сгруппированы по двум нижеследующим позициям. 1. Коллектора низкопроницаемые (ГРП обеспечивает увеличение фильтрационной поверхности), при этом должны соблюдаться следующие критерии. 1. 1. эффективная толщина пласта не менее 5 м; 1. 2. отсутствие в продукции скважин газа из газовой шапки, а также закачиваемой или законтурной воды; 1. 3. продуктивный пласт, подвергаемый ГРП, отделен от других проницаемых пластов непроницаемыми разделами, толщиной более 8 -10 м; 1. 4. удаленность скважины от ГНК и ВНК должна превышать расстояние между добывающими скважинами; 1. 5. накопленный отбор нефти из скважины не должен превышать 20% от удельных извлекаемых запасов; 1. 6. расчлененность продуктивного интервала (подвергаемого ГРП) - не более 3 -5; 1. 7. скважина должна быть технически исправна, как состояние эксплуатационной колонны так и сцепление цементного камня с колонной и породой должно быть удовлетворительным в интервале выше и ниже фильтра на 50 м 1. 8. проницаемость пласта не более 0, 03 мкм 2 при вязкости нефти в пластовых условиях не более 5 МПа. с. 8

2. Гидравлический разрыв пласта в коллекторах средней и низкой проницаемости для интенсификации добычи нефти за счет ликвидации повышенных фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне. 2. 1. начальная продуктивность скважины значительно ниже продуктивности окружающих скважин; 2. 2. наличие скин-эффекта на КВД; 2. 3. обводненность продукции скважин не должна превышать 20%; 2. 4. продуктивность скважины должна быть ниже или незначительно отличаться от проектно-базовой. Как следует из вышеизложенного, приведенные критерии позволяют провести разностороннюю предварительную экспертную оценку каждой скважины с технической, технологической и геолого-промысловой позиций. 9

Давление ГРП пласта устанавливают по опыту или оценивают по формуле: РГРП=рr + sр где р. ГРП – заб. давление разрыва пласта; рr =Hrпg – горное давление; sр – прочность породы пласта на разрыв в условиях всестороннего сжатия; H – глубина залегания пласта; rп – средняя плотность вышележащих горных пород, равная 22002600 кг/м 3, в среднем 2300 кг/м 3; g – ускорение свободного падения. Давление нагнетания на устье скважины: РУ = р. ГРП + Δртр – рс где Δртр –потери давления на трение в трубах; рс – гидростатическое давление столба жидкости в скважине. 10

11

12

Первый промысловый эксперимент по созданию нескольких трещин в наклонной скважине был проведен компанией Mobil в 60 -х годах. Гидроразрывы в нефтяных горизонтальных скважинах проводились на месторождениях в датской части Северного моря. На газовом месторождении в Северном море (Нидерланды) в пласте с проницаемостью 1 -10 -3 мкм 2 в горизонтальной скважине созданы две поперечные трещины. Крупнейший проект осуществлен на газовом месторождении Золинген в Северном море (Германия), характеризующемся сверхнизкой проницаемостью (10 -6. . . 10 -4 мкм 2), средней пористостью 10. . . 12 % и средней толщиной пласта около 100 м. В горизонтальном стволе с длиной 600 м создано четыре поперечные трещины, полудлина каждой из которых составляет около 100 м. Пиковый дебит скважины был 700 тыс. м 3/сут, в настоящее время скважина работает со средним дебитом 500 тыс. м 3/сут. Если горизонтальный участок скважины параллелен направлению максимального горизонтального напряжения, трещина гидроразрыва будет продольной по отношению к оси скважины. Продольная трещина не может дать значительного увеличения дебита горизонтальной скважины, но сама горизонтальная скважина с продольной трещиной может рассматриваться как трещина очень высокой проводимости. Учитывая, что рост проводимости является определяющим фактором увеличения дебита скважин с трещинами в средне- и высокопроницаемых пластах, при разработке таких пластов возможно использование гидроразрыва в горизонтальных скважинах с образованием продольных трещин. Опытные работы по определению эффективности продольных трещин, проведенные на месторождении Купарук-Ривер (Аляска) в четырех горизонтальных скважинах, показали, что продуктивность в среднем увеличилась на 71 %, а затраты на 37 %. Во всех случаях выбор между проектированием вертикальных скважин с ГРП, горизонтальных скважин или горизонтальных скважин с ГРП осуществляется на основе оценки экономической эффективности той или иной технологии. 13

Гидроразрыв средне- и высокопроницаемых пластов является одним из наиболее интенсивно развивающихся в настоящее время методов стимулирования скважин. В высокопроницаемых пластах основным фактором увеличения дебита скважины вследствие ГРП является ширина трещины, в отличие от низкопроницаемых пластов, где таким фактором является ее длина. Для создания коротких широких трещин используется технология осаждения проппанта на конце трещины (TSO-tip screen out) , которая состоит в продавливании проппанта в первую очередь к концу трещины путем постепенного увеличения его концентрации в рабочей жидкости в ходе обработки. Осаждение проппанта на конце трещины препятствует ее росту в длину. Дальнейшая закачка жидкости, несущей проппант, приводит к увеличению ширины трещины, которая доходит до 2, 5 см, тогда как при обычном ГРП ширина трещины составляет 2. . . 3 мм. В результате эффективная проводимость трещины (произведение проницаемости и ширины) составляет 300. . . 3000 мкм 2 м. Для предотвращения выноса проппанта в ходе последующей эксплуатации скважины технология TSO обычно сочетается либо с использованием смолопокрытого проппанта, который схватывается и оказывает сопротивление вязкому трению во время добычи, либо с гравийной набивкой, когда проппант удерживается в трещине при помощи фильтра (Frac-and-Pack). Эта же технология используется для предупреждения прорастания трещины к водонефтяному контакту. Технология TSO успешно применяется на месторождении Прадхо-Бей (США), в Мексиканском заливе, Индонезии, Северном море. 14

Опыт гидроразрыва прерывистых пластов, представленных в основном отдельными линзами коллектора, получен в ТПП "ЛУКойл-Когалымнефтегаз" на Повховском месторождении. Пропластки прерывистой зоны вскрываются двумя соседними скважинами при среднем расстоянии 500 м только в 24 % случаев. Основной задачей регулирования системы разработки Повховского месторождения является вовлечение в активную работу прерывистой зоны пласта B 1 и ускорение по ней темпов выработки запасов. С этой целью на месторождении в 1992 -1994 гг. проведено силами СП "КАТКОНЕФТЬ" 154 ГРП. Успешность обработок составила 98 %. При этом по обработанным скважинам в среднем получен пятикратный прирост дебита. Объем дополнительно добытой нефти составил 1, 6 млн т. Ожидаемая средняя продолжительность технологического эффекта - 2, 5 года. При этом дополнительная добыча за счет ГРП на одну скважину должна составить 16 тыс. т. По данным Сиб. НИИНП, к началу 1997 г. на месторождении проведено уже 422 операции ГРП, успешность которых составила 96 %, объем дополнительно добытой нефти - 4, 8 млн т, среднее увеличение дебита скважин - в 6, 5 раз. Среднее отношение дебита жидкости после ГРП по отношению к максимальному дебиту, достигнутому до ГРП и характеризующему потенциальные возможности скважины, составило 3, 1. На месторождениях ТПП "ЛУКойл-Лангепаснефтегаз" в течение 1994 -1996 гг. проведено 316 операций ГРП, в 1997 г. -еще 202 гидроразрыва. Обработки осуществляются собственными силами и СП "КАТКОНЕФТЬ". Дополнительная добыча нефти составила около 1, 6 млн. т, средний прирост дебита -7, 7 т/сут на скважину 15

Важнейшей частью проектирования гидроразрыва является подбор жидкости разрыва. При этом следует рассмотреть следующие факторы : Совместимость с пластом и пластовыми жидкостями. 1) Нарушение проницаемости пласта При проведении гидроразрыва происходит поглощение жидкости в зоне, прилегающей к поверхности трещины. Из-за повышенного насыщения жидкостью зоны вторжения, относительная проницаемость по пластовой жидкости понижается. Если проницаемость по пластовой жидкости низка, а по жидкости разрыва еще ниже, это может привести к полному блокированию притока. Кроме того, в пласте могут быть пучинистые глины, которые набухают при контакте с жидкостью разрыва и понижают проницаемость. 2) Нарушение проницаемости песчаной пробки Проницаемость песчаной пробки, так же, как и зоны вторжения жидкости, может быть нарушена в результате насыщения жидкостью. Приток по трещине может быть также ограничен наличием в песчаной пробке остаточных после воздействия мехпримесей или полимеров. 3) Пластовые жидкости Многие жидкости склонны к образованию эмульсий или к осадкообразованию. Воизбежание риска при выборе надлежащих химических компонентов следует провести лабораторные испытания. 16

Типы проппантов. Первым материалом, который использовался для удержания трещины в раскрытом состоянии, был кремнистый песок. По мере развития технологии становилось ясно, что некоторые типы песка лучше других. Кроме того, были созданы искусственные проппанты, пригодные для использования там, где естественные пески непригодны. 1) Керамические проппанты Существует два типа керамических проппантов : агломерированный боксит и проппанты промежуточной прочности. Проницаемость последних близка к проницаемости агломерированного боксита, плотность же их ниже, чем у боксита, но чуть выше, чем у песка. Агломерированный боксит - это высокопрочный проппант, разработанный компанией "Экссон продакшн рисерч". Изготавливают его из высококачественных импортных бокситовых руд. Процесс изготовления включает измельчение руды на очень мелкие частицы, преобразование первичной руды в сферические частицы нужного размера и обжиг их в печи при достаточно высокой температуре, вызывающей процесс агломерации. Конечный продукт обычно содержит 85% Al 2 O 3. Остальные 15% составляют оксиды железа, титана и кремния. Удельная плотность его 3, 65 по сравнению с плотностью песка 2, 65. Применяются агломерированные бокситы в основном в глубоких (глубже 3500 м) скважинах. 2) Керамики промежуточной плотности Эти проппанты отличаются от агломерированных бокситов, прежде всего, своим составом. Содержание оксида алюминия в них ниже, содержание кремния - выше, а удельная плотность составляет 3, 15. При давлениях до 80 Мпа по проницаемости они близки к агломерированным бокситам. Поэтому в большинстве случаев, благодаря более низкой стоимости, ими заменяют бокситы. 3) Керамики низкой плотности Эти проппанты изготавливаются так же, как и другие керамики. Главное их отличие - состав. Они содержат 49% Al 2 O 3 , 45% Si. O 2 , 2% Ti. O 2 и следы других оксидов. Плотность этих проппантов равна 2, 72 , то-есть они наиболее распространенные проппанты благодоря их цене, прочности плотности, близкой к плотности песка. 17

Линейные жидкости разрыва. Необходимость загущения воды чтобы помочь транспортировать расклинивающий материал (проппант), уменьшить потерю жидкости, и увеличить ширину трещины было очевидным для ранних иследователей. Первый загуститель воды был крахмал. В начале 1960 -х была найдена замена - гуаровый клей - это полимерный загуститель. Он используется и в наше время. Также используются и другие линейные гели в качестве жидкости разрыва: гидроксипропил, гидроксиэтилцеллюлоза, карбоксиметил, ксантан и в некоторых, редких случаях полиакриламиды. Соединяющиеся жидкости разрыва. Впервые были использованны в конце 1960 -х, когда было уделено большое внимание ГРП. Развитие этого типа жидкости решило много проблем которые возникали, когда было необходимо закачивать линейные гели в глубокие скважины с высокой температурой. Соединяющаяся реакция такова, что молекулярный вес базового полимера в значительной степени увеличивается связывая вместе различные молекулы полимера в структуру. Первой соединяющейся жидкостью был гуаровый клей. Типичный соединяющийся гель в конце 1960 -х состоял из 9586 г/м 3 гуарового соеденителя с боритовой сурьмой. Сурьмовая среда была с относительнонизким показателем p. H в жидкости разрыва. Боровая среда была с высоким показателем p. H. Также было разработанно много других жидкостей этого типа, таких как алюминиевые, на хромной, медной основе, и марганце. Дополнительно в конце 1960 -х , начале 1970 -х годов стали использовать соеденитель на основе КМЦ (карбоксилметилцеллюлоза) и некоторые типы соеденителя на основе гидрокситилцеллюлозы, хотя последний был дорогостоящим. С разработкой гидроксипропилового гуара и карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозных полимеров, также было разработанно новое поколение соеденителей. Полимерные молекулы соеденителя имеют тенденцию к увеличению термостабильности базового полимера. Это теоретезирует что эта температурная стабильность происходит из снижения термальной нестабильности молекулы в результате ее самой однородной природы и некоторой защищенности от гидролиза, окисления или других реакций деполимеризации которые могут случиться. Полимеры соеденителя, хотя и увеличивают кажущуюся вязкость жидкости на несколько порядков, не обязательно вызывают трение при давлении увеличивающееся на некоторую степень при операциях закачки. Эти системы были недавно заменены на замедляющие соеденительные системы. 18

Оценка технологической эффективности проведения ГРП В соответствии с принятой в настоящее время классификацией современных методов увеличения нефтеотдачи пластов гидроразрыв относится к группе физических методов. Технологическая эффективность применения методов увеличения нефтеотдачи характеризуется: - дополнительной добычей нефти за счет повышения нефтеотдачи пласта; - текущей дополнительной добычей нефти за счет интенсификации отбора жидкости из пласта; - сокращением объема попутно добываемой воды. Дополнительно добытая нефть за установленный период времени определяется арифметической разностью между фактической скважин с ГРП и расчетной добычей без проведения ГРП (базовая добыча). При подсчете добычи нефти за истекший период основная задача заключается только в правильном определении базовой добычи нефти. Одним из методов является повариантный расчет технологических показателей разработки, базирующийся на физически содержательных математических моделях. В этом случае достаточно надежная адаптация расчетных показателей к фактическим возможна при наличии исходных физических параметров и длительной истории эксплуатации. При надежной адаптации метод позволяет определять изменения добычи по группам скважин, залежам и особо привлекателен возможностью количественной оценки взаимовлияния (интерференции) скважин. Точность результатов зависит как от надежности и полноты исходной информации, так и возможностей математической модели. 19

Технологическая схема ГРП 20

Базовый расчет ГРП 21

Базовый расчет ГРП 22

Мини ГРП 23

Мини ГРП 24

ГРП факт 25

ГРП факт 26

Дизайн, редизайн, факт 27

Расчет продуктивности 28

29

30

31

32

33

34

35

36

37

38

39

40

41

Метод основан на эффектах преобразования волновых и колебательных движений жидкостей и взвешенных в них включений в монотонные, односторонние направленные движения. Установлено, что твердые частицы и пузыри, взвешенные в колебающейся жидкости, могут перемещать ся односторонне направленно относительно жидкости, а сама жидкость благодаря волнам может получать значительную постоянную скорость. Такого рода явления происходят как в однородной жидкости, так и в жидкости, заполняющей узкие каналы, капилляры и поры пористых сред. Эти движения необходимы для осуществления различного рода технологических процессов, в частности, для обес печения течения жидкости в пористых средах, перемещения капиллярно удерживаемых капель нефти, создания депрессии в скважинах вблизи интервалов перфорации. Воздействие физическими полями Гидроакустическое воздействие 42

Рис. 5. Технологическая схема проведения обработки призабойной зоны скважины гидроакустической технологией Рис. 5. Технологическая схема проведения обработки призабойной зоны скважины гидроакустической технологией 43

Основные параметры гидроакустического устройства Частота гидроакустических волн - 0, 2 -16 к. Гц Амплитуда давления - 1, 5 -6, 0 м. Па Расход бурового раствора - 0, 015 -0, 035 м 3/с Перепад давления в генераторе - 3, 0 -6, 0 м. Па Интенсивность излучения - 0, 5 -18, 0 вт/см 2 Габаритные размеры: Диаметр – 120 -295 мм Высота – 350 -800 мм Масса 20 -150 кг 44

При акустическом воздействии в насыщенном флюидом коллекторе возбуждаются колебания, которые сопровождаются значительными знакопеременными нагрузками и принимаются насыщающей жидкостью, что способствует решению задач повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти за счет следующих основных эффектов: ·увеличение объемов фильтрации подвижного флюида при существующем радиусе пор и градиенте давления за счет "поршневого" эффекта, что приводит к увеличению отбора жидкости; ·вовлечение в процесс фильтрации неподвижного при существующем радиусе пор и градиенте давления флюида благодаря преодолению вязкопластических сил, удерживающих флюид, что приводит к интенсификации отбора нефти; ·снижение вязкости нефти за счет разрушения ее реологической структуры, путем деполяризации молекул и ослабления межмолекулярных связей, вследствие чего увеличивается фазовая проницаемость нефти, тогда как для воды она остается неизменной, что способствует уменьшению обводненности продукции; ·преодоление сил поверхностного натяжения и, соответственно, уменьшение угла смачивания между водой и нефтью приводит к повышению коэффициента вытеснения нефти водой; ·сегрегация (разделение) нефти и воды в высокообводненных пластах за счет ускорения гравитационного разделения фаз разных плотностей в акустическом поле способствует пере распределению нефтенасыщенности и более полному нефтеизвлечению; ·проявление сейсмоэлектрического эффекта способствует разрушению пристеночных неподвижных слоев жидкости, имеющих электростатическую природу и представленных нефтью, поэтому их разрушение и вовлечение в процесс фильтрации увеличивает проницаемость коллектора и коэффициент нефтеизвлечения; ·увеличение или восстановление проницаемости коллектора и призабойной зоны пласта достигается за счет очистки поровых и перфорационных каналов от механических примесей и высоковязких отложений, а также за счет срыва поверхностных слоев жидкости, что приводит к увеличению эффективного сечения поровых каналов и вовлечению в процесс фильтрации застойных зон пласта. 45

Технология позволяет решить следующие задачи: ·увеличение приемистости нагнетательных скважин; ·выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин с включением в работу низкопроницаемых и закольматированных пропластков; ·интенсификация притока добывающих скважин за счет очистки зоны перфорации от грязи, механических включений, высоковязких отложений и др. ; ·выравнивание профиля притока добывающих скважин с включением в работу низкопроницаемых и закольматированных пропластков; ·интенсификация добычи нефти и снижение обводненности по участку окружающих реагирующих добывающих скважин. Технологический процесс применяется как в отдельных нагнетательных и добывающих скважинах, так и в группе скважин или осуществляется в целом на объекте. В результате использования технологического процесса происходит интенсификация добычи нефти, увеличение охвата пласта заводнением и повышение коэффициента вытеснения нефти, что влечет за собой увеличение конечной и текущей нефтеотдачи пласта. Технологический процесс позволяет осуществлять обработку по всей толщине продуктивного пласта без прекращения работы скважины и подъема-спуска колонны насосно-компрессорных труб на нагнетательном, фонтанном и газлифтном фонде, а на механизированном фонде совместить ее с подземным или капитальным ремонтом скважин. 46

Вибросейсмическое воздействие 47

Известно, что остаточная нефть в пластах удерживается главным образом в трёх видах: - плёночная нефть на стенках капилляров и трещин; - нефть в виде рассеянных ганглий, защемлённых в породе; - нефть в виде не вовлечённых в разработку нефтенасыщенных зон (целиков), обтекаемых со всех сторон вытесняющим агентом (водой) или запертых в тупиках контура нефтеносности. Одним из немногих методов, воздействующих на все три вида остаточной нефти, является ВСВ. Теоретическими и экспериментальными исследованиями установлено, что флюидонасыщенный пласт можно рассматривать как блочноиерархическую структуру с различными размерами геоблоков (для карбонатных коллекторов до 30 см, для терригенных до 1– 3 м). Геоблоки разделены трещинами, заполненными флюидом, и находятся в напряжённом состоянии изза горного давления. Известно, что такая структура обладает следующими свойствами: - существуют доминантные (квазирезонансные) частоты, на которых происходит увеличение амплитуд колебаний геоблоков; - в структуре геоблоков возникают низкоскоростные (300– 600 м/с) деформационные и маятниковые волны; - возникает эффект аномально низкого трения из-за уменьшения площади контакта в режиме маятниковой волны и из-за соразмерности рельефа шероховатости поверхности геоблока с амплитудно-фазо-частотными характеристиками деформационных волн. При работе сейсмоисточника на доминантной частоте пласта, уровень смещения породы составляет ~ 10 Нм, а мощность сейсмического сигнала, доведённого до пласта, составляет 10 -3 – 10 -4 Вт/м 2, что обеспечивает максимальную амплитуду 48 колебаний геоблоков.

Поле упругих колебаний столь малой интенсивности само по себе не может вызвать таких больших изменений в структуре пласта, которые существуют в реальности и подтверждаются практикой ВСВ и приводят к повышению нефтеотдачи. Единственное объяснение этому несоответствию состоит в том, что источником энергии для изменения структуры пласта является горное давление, а сейсмическое поле малой интенсивности играет роль своеобразного «спускового крючка» для высвобождения энергии напряжённого состояния геоблоков. Можно считать, что пласт, находящийся под давлением и обводнённый, представляет собой неравновесную среду. Если учесть, что для неравновесных сред характерным является появление больших последствий из-за малых воздействий (порядка нанометров) то, по утверждению академика РАН А. С. Алексеева, технология ВСВ – это нанотехнологии для нефтедобычи. 49

При этом происходят следующие физические явления: Ι. Излучение от источника на доминантной частоте (7– 20 Гц) вызывает резонансные колебания геоблоков из-за наличия аномально низкого трения, деформационных и маятниковых волн, «самонапряженности» блоков, связанных упругими элементами. Колебания геоблоков переизлучают в межблочное пространство сейсмическую энергию с плотностью большей, чем плотность подводимой энергии, при этом горное давление играет роль источника питания, обеспечивающего возможность увеличения плотности переизлучаемой энергии. По сути, это явление и есть сейсмическая эмиссия пласта. (На этом явлении разработана методика разведки углеводородного сырья «Анчар» ). В процессе колебаний геоблоков происходит их притирка; расширение макротрещин; рост микротрещин до размеров макротрещин, расчленяющих блоки на подблоки. Этот процесс длительный по времени и составляет 1, 5– 2 месяца (полупериод длительной «памяти» пласта), в это время происходит структурная перестройка коллектора, изменение его зональной и послойной неоднородности и путей фильтрации жидкости, что повышает охват пласта заводнением и способствует вовлечению в разработку ранее недренируемых зон пласта. Необходимо подчеркнуть, что на появление мощной сейсмической эмиссии влияют в основном поперечные волны «S» , т. к. толщина пласта мала по сравнению с длиной продольной Р-волны и он на Р-волну реагирует как «целое» , в то время как S-волна вызывает «подвижку» геоблоков. 50

ΙΙ. Колебания геоблоков на доминантных частотах приводят к пульсациям давления жидкости в щелях и неравномерности её движения, что, учитывая высокое начальное давление, приводит к появлению ультразвуковых колебаний в диапазоне 1– 5 к. Гц (аналогия с гидродинамическими ударами и гудением водопроводных труб при высоком давлении и неравномерном течении, т. е. появлении кавитационных явлений). В результате этого явления происходит облучение пласта в зоне радиусом до 7 км высокочастотной сейсмической энергией, объёмная плотность которой много больше, чем объёмная плотность доведённая до пласта от поверхностного источника – это явление и есть акустоэмиссия. Следствием этих процессов является разрушение вязких нефтяных плёнок на стенках капилляров и трещин, инициирование капиллярной пропитки блоков, изменение физико-химических свойств нефти, что в целом обеспечивает дополнительную добычу. ΙΙΙ. Кроме описанных выше процессов, которые в настоящее время представляются нам основными при объяснении факта повышения добычи нефти при ВСВ, имеются ещё ряд явлений, сопровождающих колебания геоблоков: проявляется сейсмоэлектрический эффект 1 -го рода, приводящий к возникновению разности электрических потенциалов между двумя соседними точками капиллярно-пористой горной породы при прохождении через неё упругой волны, что, в свою очередь, может способствовать извлечению остаточной нефти в виде ганглий и отдельных капель, запертых в порах за счёт возбуждения собственных колебаний осцилляторов «капля-нефти-вода-пора» . 51

Для успешного применения ВСВ желательно наличие следующих условий: - высокая обводнённость пласта – не менее 65 %; - величина , где QZ – суммарный объём закачанной в пласт воды; QL – накопленный отбор жидкости. Желательно также для повышения эффективности ВСВ повышение давления нагнетания на ~ 1 МПа на время ВСВ либо постоянно, либо циклически (на день повышается, на ночь возвращается в прежнее состояние). Таким образом, ВСВ является экономически выгодным и эффективным методом увеличения нефтеотдачи, который повышает добычу нефти в радиусе влияния (5– 7 км) на 40– 60 %, сохраняет эффект в течение 10– 12 месяцев после прекращения воздействия и увеличивает коэффициент извлечения нефти (КИН). 52

В ходе натурных исследований на месторождениях нефти установлено следующее. Нефтепродуктивный пласт, подвергнутый вибросейсмическому воздействию, проявляет свойства автоколебательной нелинейной системы с сосредоточенными параметрами и жестким возбуждением по амплитуде и длительности колебаний и обладает рядом собственных частот и характерных времен различного масштаба. Вибросейсмическое воздействие на собственной частоте продуктивного пласта волновыми цугами, объединенными в циклы, период повторения и длительность которых соответствуют характерным временам наведенной сейсмичности и вариации обводненности извлекаемой жидкости, вызывает долговременное до одного-двух лет квазигармоническое увеличение добычи нефти. Установлено, что при монохроматическом сейсмическом воздействии на нефтепродуктивный пласт возникает эндогенное излучение упругих колебаний квазирезонансного характера, источником энергии которого являются нелинейные геомеханические и гидродинамические процессы во фрагментированной среде (на рис. сейсмический эмиссионный отклик карбонатного нефтепродуктивного пласта на вибросейсмическую обработку). Сопутствующие изменения физико-химических и фильтрационных свойств нефтяного коллектора, нефти и попутного газа интенсифицируют разработку высокообводненных нефтяных залежей. Установлена связь между макропоказателями эксплуатации нефтяного пласта и эффективностью вибросейсмической обработки. При вибросейсмической обработке месторождения увеличивается выход запасов нефти, которые трудно извлекаются методом заводнения пластов и доминируют в продукции скважин с обводненностью более 70%. Обязательным условием получения дополнительной добычи нефти с помощью вибросейсмической технологии является превышение отбора жидкости из продуктивного пласта закачиваемым в него объемом воды. 53

Ударно-волновое воздействие 54

55

Сейсмоакустическое воздействие на пласт с целью повышения нефтеотдачи заключается в возбуждении упругих колебаний в скважине (добывающей, нагнетательной или пьезометрической) против продуктивного пласта в течении длительного времени (до 15 суток). От акустического и сейсмического воздействия оно отличается диапазоном излучаемых частот, занимая промежуточное положение (20 – 3000 Гц). Акустическое воздействие (частоты 10 – 30 к. Гц) предназначено для очистки призабойной зоны (ОПЗ), сейсмическое воздействие (20 – 40 Гц) осуществляется, в основном, с поверхности и решает те же задачи, что и сейсмоакустическое. Однако основная область воздействия при этом находится в верхней части разреза и поэтому оно является менее эффективным для глубин залегания пластов больше 1000 м. Кроме того, диапазон сейсмоакустических частот оказывается более Сейсмоакустическое воздействие благоприятным для воздействия. 56

Сейсмоакустическое волновое воздействие по технической реализации принципиально отличается от описанной выше технологии вибросейсмического воздействия. В этом случае упругое возбуждение пласта производится с помощью электрогидроимпульсного источника, помещенного в специальном контейнере, опускаемом в скважину на каротажном кабеле и устанавливаемом также в зоне перфорации эксплуатационной колонны. Скважинное устройство состоит из двух основных модулей - накопителя и разрядника. В первом из них с поверхности подается напряжение, и электрическая энергия запасается в накопителе. При достижении заданной величины осуществляется ее мгновенный разряд на электроды искроразрядной камеры. При высоких значениях напряжения и силы тока ( десятки тысяч вольт) в гидрокамере возникает плазменный разряд с очень высокой температурой горения. Вследствие этого практически мгновенно образуется газовый пузырь, воздействующий на эластичную мембрану и через окружающий ее скважинный флюид - на пласт. При такой технико-технологической схеме воздействия, мощность, срабатываемая в импульсе, достигает огромных величин ( по оценкам, порядка 7 - 8 МВт), что приводит к возникновению ударного импульса высокой энергии, распространяющейся в пласте в виде упругих волн. В отличие от вибросейсмической технологии в данном случае отсутствует жесткий акустический контакт излучателя с пластом и воздействие осуществляется путем удара через слой жидкости. 57

Электромагнитное воздействие (ЭМВ) на призабойную зону пласта основано на использовании особенностей термогидродинамических процессов в продуктивных коллекторах, возникающих при воздействии высокочастотного электромагнитного поля (ЭМП). При этом методе осуществляется глубокий объемный нагрев с малым градиентом температуры, что является важным с точки зрения увеличения нефтеотдачи пластов и интенсификации притока жидкости к скважине. Уменьшается вязкость нефти, увеличивается пластовое давление вследствие выделения растворенных газов и испарения легких фракций углеводородной пластовой жидкости. Зона теплового воздействия определяется способом создания ВЧ электромагнитного поля в пласте, напряженностью, частотой, а также электрическими свойствами пласта. Она мало зависит от коллекторских свойств пласта и начального притока нефти в скважину, что позволяет применять электромагнитное воздействие при одновременной эксплуатации скважин. Электромагнитное воздействие 58

Применением ЭМВ осуществляется: 1) глубокий прогрев призабойной зоны пласта электромагнитным полем высокой частоты; 2) вызов и значительное увеличение притока нефти к скважине; 3) увеличение приемистости низкопроницаемых пластов; 4) очистка призабойной зоны скважины; 5) разрушение парафиновых, газогидратных и асфальто-смолистых пробок в скважинах. Помимо эффектов, связанных с прогревом пласта, ЭМВ способствует: 1) снижению температуры начала кристаллизации парафина в нефти, изменению ее реологических характеристик; 2) деэмульсации нефти как на забое скважины, так и в продуктивном пласте; 3) снижению поверхностного натяжения на границе раздела фаз нефть-вода, нефть-порода, что повышает коэффициент вытеснения за счет доотмыва пленочной и капиллярно-удерживаемой нефти; 4) появлению дополнительных градиентов давления за счет силового взаимодействия ЭМП с пластовыми жидкостями. При электромагнитном воздействии на пласт части энергии распространяющихся в пласте ЭМ волн преобразуется в тепло из-за диэлектрических потерь в нефтенасыщенной породе пласта. Вследствие этого в пласте практически мгновенно (ЭМ волны распространяются в среде с очень большой скоростью) возникают объемные распределенные источники тепла, чем и объясняется большой радиус охвата тепловым воздействием. 59

60