Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ПОИСКА ЦЕЛИКОВ НЕФТИ

Предлагаемое изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для поиска целиков нефти в обводненной залежи на поздней стадии разработки.

Известен способ поиска целиков [Патент №2327031. МПК: E21B 43/16. «Способ определения скважин для забуривания новых стволов на зрелых обводненных месторождениях»]. Этот способ реализуется путем выделения зоны добывающих скважин с резко возросшей обводненностью нефтяного пласта и уменьшенным извлечением нефти из них по сравнению с расчетным конечным извлечением. Предположительно в этой зоне находится и недренируемая зона - целик нефти. Однако обводнение в выделенных скважинах может быть вызвано целым рядом других причин: повышенное давление в нагнетательных скважинах, нарушение гидроизоляции заколонного пространства из-за старого цементного кольца, обусловливающего заколонные перетоки и др. Следовательно, предлагаемый способ недостаточно надежен.

Ближайшим прототипом является известная технология поиска невыработанной части нефтяного пласта (целика) методом томографического сейсмопросвечивания межскважинного пространства [«Изучение межскважинного пространства для оценки выработки нефтяных пластов». В.Е. Гавура, Ю.В. Коноплев, O.K. Обухов. Ж-л «Нефтяное хозяйство», №3, 1999]. Эта технология предусматривает выявление невыработанных целиков нефти в обводненных продуктивных пластах в межскважинном пространстве по пониженным значениям скоростей упругих волн в целике нефти по сравнению с обводненной частью пластов. Максимальное понижение скорости упругих волн в нефтенасыщенных породах по сравнению с водонасыщенными не превышает 5%. В то же время понижение скорости может быть вызвано не насыщением нефтью, а повышенной пористостью или литологической изменчивостью пласта. Следовательно, и этот способ недостаточно надежен. К тому же, метод сейсмотомографии весьма трудоемкий.

Целью предлагаемого изобретения является устранение указанных недостатков. Поставленная цель достигается тем, что межскважинное сейсмопросвечивание обводненного нефтепродуктивного пласта проводят сейсмическими импульсами переменной амплитуды из одной обводненной скважины, а в соседних обводненных скважинах, расположенных вокруг нее по периметру, одновременно измеряют времена прихода сейсмических волн, по которым строят временные годографы зависимости времени их прихода от амплитуды сейсмических импульсов, и по минимальному временному годографу и минимальному периоду колебаний в одном из направлений сейсмопросвечивания судят о наличии целика нефти между этими скважинами.

На чертеже представлены временные годографы зависимости времени прихода сейсмических волн от их амплитуды (величины заряда ВВ): а) - в газонасыщенной части обводненного пласта; б) - в нефтенасыщенной части (целике) обводненного пласта; в) - в обводненном пласте.

По вертикали отложены заряды взрывчатых веществ (ВВ) в граммах, а по горизонтали - времена прихода сейсмических волн в миллисекундах (мс). Верхняя часть пласта (газовая шапка) характеризуется вертикальным (нулевым) годографом (чертеж, а) с самым минимальным периодом колебаний. В остальной части пласт обводнен полностью и характеризуется максимальным временным годографом зависимости временем прихода сейсмических волн от величины заряда (чертеж, в) с максимальным периодом колебаний. На чертеже, б), показан минимальный временной годограф зависимости времени прихода сейсмических волн от величины заряда с минимальным периодом колебаний в нефтенасыщенной части обводненного пласта.

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом. На примере промысловых скважин Туймазинского месторождения в обводненной зоне (участке) была выбрана центральная скважина, в которой проведено возбуждение сейсмических волн с помощью зарядов детонирующего шнура типа ДШТВ. Против обводненного пласта девонского песчаника пористостью 19,5% произведено поочередное возбуждение сейсмических волн зарядами ВВ 41, 58, 76 и 93 г (возможно другое сочетание, но не менее 10 г и не более 200 г и в количестве не менее 3-х зарядов). В соседних скважинах, расположенных вокруг нее по периметру на расстоянии 300-400 м, произведена одновременная регистрация приходящих сейсмических волн от каждого возбуждения. Для пласта толщиной до 5 м достаточно одной серии зарядов против середины пласта, так как пласт такой толщины является полуволновым волноводом для частот 400-500 Гц, возбуждаемых такими зарядами. Для пласта до 10 м сейсмопросвечивание производится в два этапа по 5 м каждый.

По зарегистрированным временам прихода сейсмических волн в каждой скважине построены временные годографы и сравнены между собой. В одном из направлений сейсмопросвечивания полностью дренируемая обводненная зона пласта характеризуется максимальным временным годографом, показанным на чертеже, в), с временем прихода сейсмических волн 84,0-84,38 мс и максимальным периодом колебаний 4,38 мс, а недренируемая, с целиком нефти - минимальным временным годографом, показанным на чертеже, б), с временем прихода сейсмических волн 84,0-84,25 мс и минимальным периодом колебаний 4,0 мс. Газовая шапка над пластом характеризуется вертикальным (нулевым) временным годографом (чертеж, а) с постоянным временем прихода сейсмических волн 83,13 мс и самым минимальным периодом колебаний 3,25 мс.

Приращение времени прихода сейсмических волн в обводненном пласте составляет 0,38 мс на почти удвоенное увеличение амплитуды возбуждения (93/41 г). Приращение времени прихода в целике нефти составляет 0,25 мс на такое же увеличение амплитуды. Относительное уменьшение периода колебаний сейсмических волн в целике нефти (4,0 мс) по сравнению с обводненным пластом (4,38 мс). Несмотря на малые различия во временных годографах, они закономерно устойчивы, так как погрешность прецизионных измерений времени прихода сейсмических волн составляет 21 мкс, т.е. 0,021/84 мс·100%=0,025%.

Закономерность уменьшения временного годографа и уменьшение периода колебаний в целике нефти, находящегося между обводненными скважинами, обусловлена сниженным в нем значением проницаемости горных пород по сравнению с вмещающими обводненными, например, за счет повышенной глинистости. Следовательно, он не подвержен дренированию закачиваемыми водами и остается изначально нефтенасыщенным. В результате большей фазовой проницаемости воды как менее вязкой жидкости по сравнению с нефтью этот целик обтекается со всех сторон по более проницаемой части обводненного пласта нагнетаемой в него водой для поддержания пластового давления (ППД) и вытеснения нефти, а вокруг скважины создается так называемый конус обводнения.

Технический эффект: повышение надежности выявления целиков нефти в обводненных продуктивных пластах и снижение трудоемкости работ по сравнению с сейсмотомографией.