CC BY
131
© М.В. Курленя, С.В. Сердюков, 2004
УДК 550.834
М.В. Курленя, С.В. Сердюков
ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ ПРИ НИЗКОЧАСТОТНОМ ВИБРОСЕЙСМИЧЕСКОМ ВОЗДЕЙСТВИИ*
Семинар № 1
акономерности изменения физикохимических свойств нефти при вибро-сейсмическом воздействии на залежь с дневной поверхности (технология ВСВ), в частности долговременное восстановление свойств нефти до состояния, предшествующего разработке пласта [1], а также результаты показывающие повышение охвата залежи процессом разработки [2], свидетельствуют о том, что вибросейс-мическое поле интенсифицирует добычу нефти из застойных зон и необводненных участков (целиков) продуктивного пласта.
Известно, что макронеоднородность
фильтрационно-емкостных свойств месторождений нефти, являющаяся одной из основных причин их низкой нефтеотдачи, обусловлена, прежде всего, неравномерностью распределения глинистых частиц в нефтяном коллекторе
[3]. Глинистый компонент, обладающий развитой поверхностью и высоким адсорбирующим действием, при фильтрации воды и нефти в песчаниках способствует нарушению закона Дарси в области малых скоростей. В результате взаимодействия между твердой фазой и фильтрующимся флюидом образуются устойчивые коллоидные растворы (студнеобразные пленки), частично или полностью перекрывающие проницаемые каналы. Чтоб началось движение, необходимо разрушить эту структуру, приложив некоторый перепад давления. Для простейшего случая одномерного линейного потока закон фильтрации неньютоновских жидкостей, в основе которого лежит модель с предельным градиентом, имеет вид
(1)
где и - скорость фильтрации, ДРЬ/Ь - градиент давления, ц - вязкость флюида, к - коэффици-
ент проницаемости. Начальный градиент давления у изменяется в широких пределах и в большинстве случаев тем выше, чем больше глинистого компонента содержится в пористой среде и чем выше ее водонасыщенность [4].
Результаты, полученные при вибрационной обработке призабойной зоны эксплутационных скважин погружным виброисточником, показывают, что коэффициент глинистости пласта п является одним из основных параметров, определяющих эффективность вибросейсмического воздействия. Установлено, что наилучшие результаты могут быть получены в скважинах, вскрывших пласты средней глинистости п = 12^22 % [5]. Наблюдаемое в процессе вибро-сейсмического воздействия на пласт увеличение выноса глинистых частиц подтверждает разрушение коллоидных образований и, как следствие, уменьшение начального градиента давления в вибросейсмическом поле малой интенсивности (рис. 1).
Коэффициент охвата пласта дренированием закачиваемой воды пропорционален параметру
'И(к ■г-Ьж) (2)
где - средний дебит добывающих скважин,
- расстояние между их забоями. Изменение структуры фильтрационных потоков за счет консервации или снижения производительности части эксплутационных скважин на поздних стадиях разработки месторождения ведет к увеличению имеющихся и образованию новых застойных зон, содержащих запасы остаточной нефти. Наиболее вероятно образование таких зон в участках пласта с повышенным содержанием глинистого компонента. Для интенсификации разработки таких низкопроницаемых участков применяют гидродинамические методы воздействия. При этом возникает режим не-
* Работа выполнена при финансовой поддержке Российского фонда фундаментальных исследований (код проекта 02-05-64755)
вен
установившейся фильтрации в среде с разнопроницаемыми объемами, который вызывает обмен жидкостью между ними, обусловленный различием скорости восстановления давления. Интенсивность перетока дается выражением
[4]
д = а- —-Р-АР (3)
I - ц
где а - коэффициент, зависящий от формы низкопроницаемой зоны, I и к- её характерный размер и коэффициент проницаемости, р и ц - плотность и вязкость флюида, ДР -разница давлений между низко- и высокопроницаемыми зонами. Если изменениями свойств флюида пренебречь, то в соответствии с (3) повышение интенсивности перетоков д в вибросейсмическом поле возможно либо вследствие повышения проницаемости поровой среды либо разукрупнения застойной зоны. В этом смысле показательна одновременная обработка пластов БС6 и БС8 Правдинского месторождения, основное отличие между которыми сводится к наличию в пласте БС8 пленки глинистого цемента, покрывающей стенки пор, что при высокой пористости пласта (~20 %) ведет к его низкой проницаемости. Вибрационная обработка пласта БС8 дала нулевой эффект. Для БС6, проницаемость которого на порядок больше, напротив, получено долговременное увеличение добычи нефти. Это говорит об отсутствии значимого влияния вибросейсмиче-ских колебаний на поровое пространство нефтяного коллектора и о доминирующем значении дезинтеграции застойных зон. Для продуктивного пласта, имеющего фрагментированное строение [6], разукрупнение за-
Рис. 1. Содержание механических примесей в добываемой жидкости по скважинам битумного пласта Мордово-Кармальского месторождения
стойной зоны достигается повышением проницаемости межблочных промежутков, потеря проводимости которых связана с образованием водо-коллоид-ных систем и обли-терационного слоя поверхностно-активных компонент нефти (асфальтены, смолы) на гидрофобной поверхности твердой фазы (матрицы нефтяного коллектора).
Косвенным подтверждением разрушения облитерационного слоя является прямая аналогия между влиянием вибросейсмического воздействия на содержание смол в добываемой жидкости и термического воздействия на вынос смол и парафина из призабойной зоны пласта [7]. Экспериментальная работа В.П. Тропова, Г.М. Мельниковой, С.Ш. Ширяева по термической депарафинизации горной породы показала, что после прекращения воздействия начинается повторное накопление парафиновых отложений на очищенной воздействием поверхности поровых каналов. В связи с тем, что часть парафина (и смол) выпадает по пути фильтрации в адсорбированную фазу, их концентрация в потоке уменьшается и становится меньше равновесной [7]. В период вибрационного воздействия и в первый месяц после его отмечается схожая динамика содержания смол в отбираемой из скважин жидкости: сначала повышение, а затем понижение ниже равновесного состояния между растворенной (взвешенной) и осевшей твердой фазами [1].
Другим признаком разукрупнения застойных зон является интенсификация гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов после применения вибро-сейсмического метода на различных месторождениях.
На рис. 2 приведена карта распределения дополнительной добычи нефти по скважинам пласта БС10-2 Суторминского месторождения. На расстоянии около 2.5 км к юго-востоку от вибросейсмических источников расположена группа из 8-ми скважин, дающая наибольший вклад в прирост добычи нефти после начала вибрационной обработки пласта. Эти скважины относятся к небольшой куполовидной геологической структуре 3-го порядка, что, возможно, положительно влия-
1423 ~1424 1425
1421 *1423 • •
1317-1318в1323 • • *
8746
#*45в1346.1347 *
* 137^1375 V377 Ю ,1402 •
1427 1428 1429 143
1292 1319 1320
9189
3^1964
1275
129^1298_ 1324 1325 1326,
1459 1460Б. 1461
♦ ♦ V
1495
1481 -4-• т
1503 1504 1505 «
1499 1501 « • •
1519 1520 1521 1522 1523 1524 1525#1526
1515 1517 _1518в ф • • • • •
• * *
1537 1 539 1540 1541 1542 1543
153^1534 ^ 1535^ 1536 •1537 153^ • • • •
1553^1554 1555ф1556 1557 155> 1559 ^КО*1*1
• • ♦ • + 3557
1569 1572 1573 1574 1576 в 1577
в1569^1570 ^1571» в15'3* •
1587 1588 _1589.1590#1591
29000 30000 31000 32000 33000 34000 35000 36000 37000
X, м
-600 -400 -200 0 200 400 600
1000 1200 1400 доп. добыча нефти/скв., т
Рис. 2. Распределение дополнительной добычи нефти по скважинам участка 2-го цикла вибросейсмического воздействия на пласт БС10-2 Суторминского месторождения.
Усл°вные обозначения: + - нагнетательная скважина Ф - добывающая скважина ^ - вибросейсмическая система
1185
1180
1208 1209
1205
1201
2858
1198
1223
1221 1222»
1294
8741
1322
1353
1349
1341
1382 1383
1379
1368 1369
1367
1408
1404
1395 1396
1437
1438
1433 1434
1455
1452
1449 1450
1447
1448
1484
1480
1483
1469^1470
ет на эффективность применения данной технологии. На рис. 3 показана динамика обводнения продукции этой группы скважин за длительный период времени. Анализ графика свидетельствует о плавном росте обводненности вплоть до времени Г = 50 и последующей ее стабилизации на уровне 91^92 %, что типично для данного продуктивного пласта. На фоне роста обводненности в период с Г=1 по Г = 50 выделяются несколько интервалов локального ее снижения, в т.ч. при Г=6-13, Г = 15 - 20, Г = 27 - 34 и более кратковременные при Г = 43, Г = 45, Г = 48 -49. Анализ работы окружающих нагнетательных скважин показывает, что эти снижения обводненности тесно коррелируются с моментами остановок близлежащих нагнетательных скважин 1473, 1476 и более удаленной 1375, в то время как изменения работы нагнетательных скважин 1474, 1475 и дру-
гих, расположенных дальше (1555, 1557,
1477), заметного влияния не оказывают, что связано с вертикальной неоднородностью пласта БС10-2, представленного 3-мя основными пропла-стками, и не совпадением (по пропласткам) интервалов перфорации добывающих и части нагнетательных скважин.
Другой особенностью является снижение влияния остановок нагнетательных скважин (т.е.
гидродинамического воздействия) на обводненность продукции при ее стабилизации на высоком уровне. Так, гидродинамические воздействия в период с Г = 43 до начала вибросейсми-ческой обработки пласта влияют на работу добывающих скважин в течение не более 1^2 мес со средним снижением обводненности на 4^8 %, что существенно хуже, чем в предыдущий период. Еще меньшая их эффективность наблюдается для Г > 80. Это подтверждает мнение о низкой эффективности гидродинамического воздействия в промытых зонах продуктивных пластов на поздних стадиях разработки месторождений [8].
Сразу после второго цикла ВСВ проводилось отключение нагнетательных скважин, которое сопровождалось увеличением добычи нефти за счет повышения ее содержания в извлекаемой жидкости (рис. 3). После прекращения последействия вибрационной обработки гидродинамическое воздействие опять становится малоэффективным. Аналогичное явление наблюдалось нами при выполнении работ в районе 7-го куста скважин Правдинского месторождения [9]. Это говорит, по крайней мере, о целесообразности комплексирования вибрационного и гидродинамического методов.
Вблизи нагнетательных скважин коллектор имеет преимущественно гидрофильный характер, что связано с большими удельными объемами прокачки воды. В этих зонах остаточная нефть, рассеянная в поровом пространстве, сосредоточена в крупных порах в виде глобул. Различными исследователями предполагалось, что одним из основных эффектов при вибросейсмическом воздействии является восстановление подвижности (т.е. повышение фазовой проницаемости) остаточной нефти этого типа за счет кластеризации глобул или их всплытии с образованием около кровли пласта слоя повышенной нефтенасыщенности за счет ускорения гравитационной сегрегации нефти и воды. Согласно этим представлениям следует ожидать устойчивую реакцию участков пласта, примыкающих к зонам закачки воды, а также отсутствие частотной избирательности и преимущественного влияния горизонтальной составляющей колебаний пласта. Экспериментальные данные свидетельствуют об обратном. Установлено, в частности, что вибрационная обработка таких зон безрезультатна. Так, вибросейсмическое воздействие на сильно промытую водой южную часть блока Б5В продуктивного пласта БС6 и пласт БС5 Правдинского месторождения, добывающие скважины которых имели водонефтяной фактор более 10, дало нулевой эффект.
Совокупность экспериментальных данных, свидетельствует о том, что:
1. основными источниками дополнительной добычи нефти при проведении виб-росейсмической технологии являются: нефть содержащаяся в застойных зонах и пленочная нефть на поверхности твердой фазы гидрофобных участков пласта;
2. вибросейсмическое воздействие способствует увеличению проницаемости межблочных каналов продуктивного пласта,
Рис. 3. Динамика обводненности суммарной продукции скважин 1449, 1450, 1495, 1515, 1517, 1518, 1519, 1535 пласта БС10-2 Суторминского месторождения (сплошная заливка -вибросейсмическая обработка, штриховая за - момент отключения нагнетательных скважин)
сопровождающееся распадом консолидированных застойных зон с повышенным содержанием остаточной нефти.
В рамках приведенных рассуждений остается неясной причина влияния слабых колебаний на межблочные коллоидные образования и облитерационные слои. По данным лабораторных экспериментов с ненагруженными образцами горных пород такое явление должно наблюдаться при существенно большей интенсивности высокочастотного акустического воздействия [10], чем имеем при вибросейсмиче-ском воздействии на пласт с дневной поверхности.
Возможны два различных сценария: гео-механический и гидродинамический.
Геомеханическая модель сводится к влиянию вибрации на скорость структурной перестройки фрагментированной среды, исходное напряженное состояние которой нарушено эксплуатацией месторождения. Релаксационный процесс представляет собой необратимую деформацию сдвигового характера, упрощенной моделью которой является неустойчивое скольжение связанной совокупности блоков по шероховатой поверхности, обладающее требуемыми свойствами открытой неравновесной автоколебательной системы. В соответствии с этой моделью увеличение добычи нефти при воздействии вибросейсмических колебаний протекает по следующему сценарию: увеличение частоты, скорости и амплитуды подвижек по поверхностям нарушения сплошности нефтяного коллектора [11] ^ разрушение облитераци-онных слоев на гидрофобных поверхностях и локальное дилатансионное увеличение объема межблочных промежутков ^ повышение проницаемости межблочных промежутков с ростом содержания в добываемой жидкости смол, асфальтенов и механических примесей (в основном, микрочастиц глины) ^ распад застойных зон продуктивного пласта ^ увеличение интенсивности перетоков между за-
стойной зоной и более проницаемыми участками пласта ^ повышение эффективности гидродинамических методов воздействия на пласт (циклическое заводнение и изменение направления фильтрационных потоков) ^ увеличение добычи нефти.
Такая модель согласуется с известными теоретическими и лабораторными исследованиями влияния микроколебаний на характер неупругой деформации горных пород [12, 13, 14].
Гидродинамическая модель [15] в качестве отправной точки берет локальные скоростные гидродинамические потоки, возникающие в межблочных промежутках (выдавливание жидкости) при объемной деформации блочной среды в вибросейсмическом поле. Согласно этой модели такие потоки оказывают обратное влияние на колебания блоков, обогащая их высокочастотными компонентами, и ведут к локальным колебаниям давления в межблочных промежутках. Это, в свою очередь, вызывает колебания плотности пленок (облитерационных слоев) и выделение газа из нефти у поверхности блоков, что в совокупности ведет к разрушению пленок и повышению межблочной проницаемости. Далее - аналогично геомехани-ческой модели.
Гидродинамическая модель объясняет результаты лабораторных исследований Черского и Царева, которые показали, что в виб-росейсмическом поле на поверхности твердой фазы образуются газовые пузыри (в т.ч. вложенные друг в друга) разрушающие пленку адсорбированных веществ [16].
Отметим, что обе модели исходят из фрагментированного строения нефтяного коллектора и одинакового представления об источнике дополнительной добычи нефти (разрушение пленок и распад застойных зон).
В обеих моделях увеличение добычи нефти связывается с усилением действия гидродинамических процессов и капиллярной противоточной пропитки за счет распада застойных зон нефтяной залежи вследствие увеличения проницаемости межблочных промежутков дискретной системы из-за разрушения облитерационных (двойных электрических) слоев и коллоидных образований. В обеих присутствует микронасосы (дила-тансионный или гидроструйный), объяс-
няющие дегазацию нефти и вынос газа по водонасыщенным путям миграции.
Избирательность на низких частотах объясняется одинаково - есть характерные размеры блоков и их кластеров (совокупностей) определяющие наличие дискретного спектра собственных колебаний [6]. Разница состоит в описании эволюции частот, особенно в акустическом диапазоне. В геомеханической модели приходится вводить дополнительные подсистемы генерации высокочастотной составляющей эмиссии (например, вследствие развития микротрещин, разрушения глинистого цемента и т.п.), а также существуют трудности с объяснением длительного становления наведенной сейсмичности продуктивного пласта. В гидродинамической модели эти явления являются следствиями единого процесса [15], что говорит в ее пользу.
В рамках обеих моделей естественным образом объясняется положительное влияние на эффективность вибросейсмической технологии перекомпенсации отбора жидкости из пласта закачкой в него воды, ведущей к снижению сжатия межблочных промежутков. Особая чувствительность продуктивного пласта к горизонтальным колебаниям связана с доминирующим значением вертикальных нарушений сплошности [17] и т.д.
Важнейшим следствием представленных результатов является способ комплексирова-ния вибросейсмической технологии с заводнением пластов, который состоит в следующем [18]:
1. Перед вибросейсмическим воздействием увеличивают объемы закачки воды и (или) снижают отбор жидкости из пласта (например, за счет временного отключения высокообводненных скважин внешних экс-плутационных рядов), за счет чего повышают пластовое давление и снижают сжатие межблочных промежутков.
2. Вибросейсмическое воздействие проводят при повышенном значении пластового давления.
3. После вибросейсмического воздействия снижают объемы закачки воды и (или) увеличивают отбор жидкости из проницаемых участков пласта, за счет чего снижают пластовое давление в проницаемых участках пласта и создают положительный градиент давления между застойными и проницаемыми участками. Основной объем дополнительной нефти получают после вибрацион-
ной обработки пласта за счет интенсификации оттока жидкости из застойных зон с повышенным содержанием нефти.
Способ успешно реализован на нескольких истощенных нефтяных месторождениях Западной Сибири и Волго-Уральского региона.
1. Курленя М.В., Сердюков С.В. Реакция флюидов нефтепродуктивного пласта на вибросейсмическое воздействие малой интенсивности. ФТПРПИ. - 1999. - № 2.
2. Сердюков С.В. Влияние вибросейсмического поля на тепловые и фильтрационные процессы в битумном пласте. ФТПРПИ. - 2001. - №2.
3. Довжок ЕМ., Балакирев Ю.А., Мирзоян Л.Э. Регулирование разработки и увеличение нефтеотдачи пластов. - Киев: Техника, 1984
4. Басниев К.С., Власов А.М., Кочина И.Н. и
др. Подземная гидравлика. - М.: Недра, 1986, 303 с.
5. Кучумов Р.Я. Применение метода вибровоз-
действия в нефтедобыче. - Уфа: Башкирское кн. изд., 1988.
6. Курленя М.В., Сердюков С.В. Низкочастотные резонансы сейсмической люминесценции горных пород в вибросейсмическом поле малой энергии. ФТПРПИ. -1999. - № 1.
7. Вахитов Г.Г., Кузнецов О.Л., Симкин Э.М.
Термодинамика призабойной зоны нефтяного пласта. -М.: Недра, 1978, 216 с.
8. Баишев Б.Т., Евченко В.С., Сургучев М.Л., Усен-ко В.Ф. Состояние и развитие гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи в стране. Сб. Современные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Наука, 1992. - с. 14-19.
9. Симонов Б.Ф., Сердюков С.В., Чередников Е.Н. Результаты опытно-промысловых работ по повышению нефтеотдачи вибросейсмическим методом. Нефтяное хозяйство. - 1996. - №3 .
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
10. Потапова Н.П., Kqртнева Л.В. Исследование воздействия ультразвука на процесс облитерации. Ультразвуковая техника. - 19бб. - № З.
11. Быков В.Г. Нелинейная математическая модель вибрационного инициирования неустойчивой подвижки по неровному контакту блоков горных пород. ФТПРПИ.
- 2OOl. - №2.
12. Садовский М.Л., Мирзоев K.M., Негматуллаев С.Х., Саломов Н.Г. Влияние механических колебаний на характер пластических деформаций материалов. Изв. АН СССР. Физика Земли. - l9S2. - № б.
13. Burridge R., Knopoff L. Model and theoretical seismicity. Bull. of the Seism. Soc. of America. - 19б7. -Vol. S7. - № З. - p. З41-З72.
14. Хаврошкин О.Б. Сейсмическая нелинейность в волновых полях, процессах и среде: Дис. ... док. физ.-мат. наук (доклад). - М.: ИФЗ РАН, l99S.
15. Alekseev A.S., Dorovskiy V.N., Belonosov V.S., Serdyukov S. V. and others. A model of vibrostimulation of oil deposits (final report). - Novosibirsk, Science report, Grant CRDF № RGO^O, 2OOO, p. 1б8.
16. Черский Н.В., Царёв В.П., Сороко Т.И. и др. Влияние тектоно-сейсмических процессов на образование и накопление углеводородов. - Новосибирск, Наука, l9SS, 224 с.
17. Смехов Е. М. Закономерности развития трещиноватости горных пород и трещиноватые коллекторы.
- Гостоптехиздат, 19б1.
1S. Патент РФ №2078913. Способ разработки нефтегазового месторождения. С.В. Сердюков, Б.Ф. Симонов, Е.Н. Чередников. - БИ. -1997. -№1З.
Коротко об авторах
Курленя Михаил Владимирович — академик, Институт горного дела СО РАН, г. Новосибирск. Сердюков С.В. — Институт горного дела СО РАН, г. Новосибирск.
з4
