СПОСОБ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ЗАКАЧКИ АГЕНТА В ПЛАСТ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам интенсификации добычи нефти и закачки агента в пласт.

Известен способ воздействия на продуктивный пласт упругими колебаниями с диапазоном излучаемых частот от единиц до нескольких сот Гц [1]. При этом создаются благоприятные условия возбуждения в пласте доминантных частот, затухание которых минимально. Однако возбуждение в продуктивных пластах упругих колебаний таких доминантных частот сквозь толщу горных пород требует использования очень мощных наземных источников упругих колебаний, поскольку к продуктивному пласту доходит примерно 1% излучаемой энергии, что является основным недостатком данного способа воздействия.

Наиболее близким к предлагаемому является способ воздействия на продуктивный пласт, предполагающий излучение гармонического сейсмоакустического сигнала доминантной частоты скважинным источником [2]. Такое воздействие позволяет минимизировать потери энергии. Недостатком данного способа является необходимость априорного знания физико-механических свойств породы как по мощности продуктивной толщи, так и по ее простиранию. Кроме того, данный способ воздействия позволяет интенсифицировать процесс фильтрации нефти или закачиваемого в пласт агента лишь в зоне с определенными свойствами и размерами, а в других частях продуктивной толщи акустическое воздействие будет либо малоэффективным, либо будет отсутствовать, так как для них существуют свои доминантные частоты.

Задачей изобретения является повышение эффективности сейсмоакустической интенсификации движения флюида в продуктивной толще с переменной мощностью и различными физико-механическими свойствами как по мощности, так и по простиранию.

Указанная задача решается тем, что для воздействия на продуктивную зону используют частотно модулированный акустический сигнал, причем несущую частоту (f₀), ее девиацию (Δ f) и частоту модуляции (f_мод) определяют по формулам

f₀=0.05× (V_max×_{Hmax+Vmin×Hmin)/(Нmax×Нmin),}

Δ f=0.05× (V_max×_{Hmax-Vmin×Hmin)/(Нmax×Hmin),}

f_мод=f₀/(Q× ln(N)),

где Н_max, H_min - максимальная и минимальная толщина пласта, V_max, V_min - максимальная и минимальная скорость плоской волны в горной породе по простиранию пласта;

N - допустимое уменьшение амплитуды сигнала за период частоты модуляции (N=1-10);

Q - добротность механического резонанса пласта (Q=3-30).

В результате применения предложенного способа одновременно по всей озвучиваемой продуктивной толще улучшается циркуляция нефти и закачиваемого агента путем оптимизации параметров используемого для воздействия на продуктивную зону акустического сигнала. Оптимизация параметров сигнала заключается в использовании частотно модулированного сигнала, несущая частота и девиация которого определяются размерами пласта и скоростью плоской волны в горной породе, а частота модуляции определяется добротностью резонанса озвучиваемого пласта.

Доминантные частоты продуктивной толщи представляют собой частоты механического резонанса отдельных ее участков, различающихся между собой по толщине и физическим свойствам. Поскольку точные априорные данные о физико-механических свойствах пород как по мощности продуктивной толщи, так и по ее простиранию неизвестны, то целесообразно излучать полосу доминантных частот, характерных для данной продуктивной толщи.

При излучении полосы доминантных частот с целью воздействия на продуктивную толщу используют частотно модулированный сигнал. Несущая частота такого сигнала (f₀) и ее девиация (Δ f) определяются максимальной (Н_max) и минимальной (Н_min) толщинами пласта и соответствующими им скоростями плоской волны в горной породе (V_max и V_min):

F₀=0.05× (v_max×_{Hmax+vmin×Hmin)/(Нmax×Нmin),}

Δ f=0.05× (v_max×_{Hmax-vmin×Hmin)/(Нmax×Нmin).}

При сдвиге частоты озвучивающего сигнала от резонансной частоты пласта акустические колебания на доминантной частоте будут затухать. Огибающая затухающих колебаний описывается следующим выражением:

A(t)=A(0)exp(-α xt),

где α =f₀/Q - коэффициент затухания,

Q - добротность резонанса пласта.

Примем, что в момент времени t=Тм (Тм - период частоты модуляции) огибающая колебаний на доминантной частоте не должна уменьшится более чем в N раз. Тогда из последнего выражения следует, что Tм≤ ln(N)/α .

Соответственно частота модуляции f_мод≥_{α/ln(N). Минимальная (граничная) частота модуляции должна быть равна}

F_мод=f₀/Q× ln(N)).

Приведем пример осуществления способа.

Имеем продуктивный пласт, представляющий собой однородный песчаник. Скорость распространения звука в нем составляет 3300 м/с. Толщина продуктивного пласта по простиранию изменяется от 2 до 4 м. Добротность механического резонанса пласта составляет Q=20.

Для осуществления эффективной акустической обработки продуктивного пласта определим необходимые параметры акустического процесса:

- несущая частота модулированного акустического сигнала составит

f₀=0,05× 3300× (2+4)/(2× 4)=123,75(Гц),

- девиация сигнала составит

Δ f=0,05× 3300(4-2)/(4× 2)=41,25 (Гц),

- частота модуляции сигнала

f_мод=123,75/(20× ln(10))=2,7 (Гц).

Таким образом, оптимальные параметры акустического сигнала для озвучивания продуктивного пласта имеют следующие значения: f₀=123,75 (Гц), Δ f=41,25 (Гц), f₀=2,7 (Гц).

Использование скважинного излучения сейсмоакустического частотно модулированного сигнала позволит повысить эффективность сейсмоакустической интенсификации добычи нефти и закачки агента в продуктивную толщу с переменной мощностью и различными как по мощности, так и по простиранию физико-механическими свойствами.

Источники информации

1. Симонов Б.Ф. Вибросейсмическое воздействие с земной поверхности на нефтяные пласты. Тезисы конференции "Акустика неоднородных сред-V". - Новосибирск: ДАН, 1990, 100 с.

2. Б.Н. Боголюбов, В.Н. Лобанов, Л.С. Бриллиант, И.А. Сашнев, Г.А. Попов. Интенсификация добычи нефти низкочастотным акустическим воздействием. Нефтяное хозяйство, 2000 г., №9, стр.80-81.