1

ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ВИБРОВОЛНОВОГО МЕТОДА

К ак свидетельствует история, еще в XIX веке некоторые предприимчивые владельцы нефтяных скважин в США выка­пывали вокруг их устья глубокие траншеи и закапывали в них мешки с порохом. После взрывов дебиты скважин часто значи­тельно увеличивались. Толчком к систематическим исследова­ниям влияния вибрационно-сейсмических процессов на нефте­газовые залежи послужили наблюдения за землетрясениями. Обнаружилось, что во время землетрясений изменяются пла­стовые давления и дебиты скважин. Так, землетрясение в Юж­ной Калифорнии в 1952 г. вызвало местами десятикратное по­вышение давления на устьях фонтанирующих скважин, кото­рое держалось в течение более двух недель. На Новогрознен­ском месторождении во время землетрясений 1950 и 1955 гг., интенсивность которых достигала 6-7 баллов, происходило по­вышение пластовых давлений и добычи нефти. Во время Даге­станского землетрясения в 1970 г. добыча нефти повысилась на нефтяных залежах в радиусе более 200 км от эпицентра. Так, по одной из скважин Эльдаровского месторождения, расположен­ной в 220 км от эпицентра землетрясения, увеличение дебита составило более 900 т/сут [82].

Были известны случаи влияния на нефтяные залежи вибра­ции, создаваемой действием не только природы, но и человека, например, дебиты скважин увеличивались при прохождении вблизи них тяжеловесных железнодорожных составов.

В Институте физики Земли АН СССР и Кубанском государ­ственном университете в 70-80-е годы были систематизирова­ны многолетние наблюдения за сейсмической активностью различных участков Земли с целью теоретического обоснова-

ния возможности направленного сейсмического воздействия с поверхности на нефтяные пласты. Этому способствовало соз­дание относительно мощных невзрывных поверхностных регу­лярных виброисточников-виброплатформ, предназначенных для вибрационного "прозвучивания" Земли. Подобные источники ра­ботают в диапазоне частот от 5 до 100 Гц и могут развивать уси­лия до 100 т.

Работы по изучению сейсмоакустического воздействия на нефтяные пласты с целью увеличения их нефтеотдачи прово­дятся в России в Институте физики Земли РАН, ВНИИнефти, ВНИИЯГТе, а также в США.

Наряду с этим, в 60-х годах на нефтяных месторождениях СССР начали применять воздействие упругими колебаниями на призабойную зону пласта (ПЗП) с помощью спускаемых в скважины различных забойных устройств. Именно в этом на­правлении были достигнуты наиболее впечатляющие предпо­сылки для развития виброволнового метода. Наибольшее рас­пространение получили генераторы, использующие для рабо­ты гидродинамический напор закачиваемой в скважину техно­логической жидкости (вода, растворы ПАВ, нефть, раствори­тели, кислоты и др.). Это, например, известные вибратор ГВЗ золотникового типа конструкции МИНГ [41, 42], вставной пульсатор ПВ-54 клапанного типа конструкции ТатНИПИнеф-ти [33]. Так, по данным МИНГ за период с 1967 по 1985 г. с помощью вибратора ГВЗ-108 проведено около 6000 обработок скважин. Успешность работ составила 70 %. Продолжитель­ность эффекта 1-1,5 года. Общий прирост добычи нефти по ним превысил более 5 млн т, увеличение приемистости по на­гнетательным скважинам 15 млн м³. По данным ТатНИПИнеф-ти, с использованием пульсаторов ПВ-54 за период 1984-1985 гг. обработано 100 нагнетательных скважин с успешностью 80 %. Приемистость скважин увеличилась в среднем на 25 %, эф­фект продолжался в течение 60-90 сут.

На нефтяных месторождениях Ставрополья примерно в то же время проводились опытно-промысловые работы по воз­действию упругими колебаниями на ПЗП с помощью скважин-ных гидравлических пульсаторов конструкции Сев-КавНИПИнефти [45].

В ИГД СО АН СССР проводились работы по разработке электромагнитного скважинного виброисточника, работаю-

ю

щего на электроэнергии, подводимой по кабелю с устья сква­жины.

Особую группу составляют забойные ударно-импульсные воздействия. К ним относятся ТГХВ, разрыв пласта давлением пороховых газов, виброфрак, стереофрак, воздействие гидро­импульсами, создаваемыми взрывами газообразных смесей, электрогидравлическое воздействие, ударное воздействие рез­ким снятием давления с пакера или на устье скважины, созда­ние управляемых депрессий и др.

Среди этих методов наибольшее применение на месторож­дениях России, а также стран СНГ получили термогазохими-ческое воздействие с помощью аккумуляторов давления АДС [49] и разрыв пласта с помощью пороховых генераторов ПГДБК [180].

Успешность внедрения метода ТГХВ в среднем составила около 60 % в эксплуатационных скважинах (по 1036 обработ­кам) и около 70 % в нагнетательных скважинах (по 270 обра­боткам). В среднем на одну успешную обработку добыто око­ло 900 т нефти, дополнительно закачано воды 34 тыс. м³. Средняя продолжительность эффекта 8 мес. При использова­нии генераторов ПГДБК на 400 скважинах успешность соста­вила 70 %, дополнительная добыча нефти в среднем по успеш­ным обработкам достигла 500 т, продолжительность эксплуата­ции скважин с повышенным дебитом до 2,5-5 лет.

Время горения пороховых зарядов АДС исчисляется секун­дами, но может достигать и 200 с, не считая последующего времени пульсации газового пузыря. Давление на забое сква­жины растет достаточно медленно и не должно приводить к разрыву пласта. АДС оказывает импульсное гидравлическое, тепловое и физико-химическое воздействия. При горении по­роховых зарядов ПГДБК время действия максимального дав­ления составляет доли секунды, общее время воздействия с учетом пульсации газового пузыря 10-20 с, значение макси­мального давления может в два раза превышать горное давле­ние. В радиусе 5-6 м от скважины образуется несколько раз­ветвленных трещин, которые не смыкаются после снятия дав­ления, поэтому, в отличие от гидроразрыва, отпадает необхо­димость их закрепления песком.

Взрывчатые вещества (ВВ) могут использоваться также для образования широко разветвленных трещин в ПЗП. Твердое ВВ типа нитрата аммония или тринитротолуола измельчается

11

и в виде суспензии подается на забой скважины, а затем задав-ливается в пласт. При этом измельченное ВВ скапливается в естественных трещинах. Затем в скважину спускают запальное устройство и взрывают. При взрыве детонируют ВВ в трещи­нах и пустотах ПЗП, образуется протяженная сеть глубоких трещин.

На нефтяных месторождениях Техаса в 1958 г. впервые был успешно применен способ разрыва пласта, получивший назва­ние "виброфрак". Сущность метода заключается в создании в ПЗП гармонических ударных волн за счет особого размещения специальных зарядов. В отличие от обычных взрывов ВВ, при которых разрушающее усилие распространяется в глубь пла­ста, постепенно затухая, при виброфраке гармонически сле­дующие по времени пики давления заставляют образовываю­щиеся трещины вибрировать - смыкаться и расширяться, что приводит к гораздо более значительному последующему уве­личению проницаемости ПЗП. Разновидностью виброфрака является стереофрак, где применяется специальная фокусиров­ка кумулятивных зарядов.

Несмотря на успешные результаты, широкое распростране­ние импульсно-ударных методов на месторождениях в геоло­го-промысловых условиях, основанных на использовании взрывчатых веществ, сдерживается их невысокой эф­фективностью, недостаточной надежностью и весьма сущест­венными проблемами безопасности.

К импульсно-ударным методам также относится электро­гидравлический (ЭГВ) метод обработки скважин, где для по­лучения импульсов давления используется эффект от электри­ческого пробоя скважинной жидкости между электродами скважинного устройства. Помимо электромагнитного излуче­ния разряда и выделяющегося тепла, в скважинной жидкости образуются импульс давления, газопаровая полость и ее по­следующее пульсирующее схлопывание. Для этого метода бы­ли разработаны скважинные ЭГВ генераторы конструкций СКТБ "Электрогидравлика" АН УССР, СКИФ-4 ПКБЭ АН УССР, ЛИСИ, ИФИНГ, Октябрьского филиала Уфимского нефтяного института, фирмы "Соникс интернешнл инк.", ко­торые могут выдавать электрические разряды в скважинах с частотами от 0,05 до 10 Гц [105, 138, 139, 152]. Метод прошел испытания на месторождениях России, СНГ, в США - в штате Техас. Так, например, на месторождениях АНК "Башнефть" 60

12

% обработок оказались успешными, с длительностью эффекта в среднем более 7 мес. Дополнительная добыча нефти на одну обработку в среднем составила свыше 200 т. Наилучший эф­фект был достигнут при обработках скважин, в которых сни­жение продуктивности было вызвано отложениями минераль­ных солей на стенках обсадной колонны скважины и в ПЗП.

Метод ЭГВ не получил широкого распространения из-за невысокой эффективности, в особенности при его использова­нии на глубоких скважинах. Это объясняется тем, что для об­разования разряда и газопаровой полости в жидкости требует­ся напряжение в десятки тысяч вольт, с ростом глубины и дав­ления в жидкости необходимо все больше увеличивать пода­ваемое напряжение, причем также сильно возрастают электри­ческие потери в кабеле.

На артезианских скважинах г. Минска был испытан гид­роимпульсный метод Белорусского политехнического института [2]. Метод основан на использовании энергии взрыва смеси во­дорода и кислорода, которую получают электролизом воды на забое скважины. Способ успешно опробован на 20 неглубоких артезианских скважинах, при этом их дебиты возросли в 1,5-2,5 раза. На более глубоких скважинах он не нашел применения из-за резкого снижения его эффективности с увеличением глубины скважин.

В исследовании, разработке и практическом использовании виброволнового метода принимали участие отечественные и зарубежные исследователи: И.М. Астрахан, И.М. Ахметов, Э.А. Ахметшин, В.А. Бабешко, СМ. Гадиев, Р.Ф. Ганиев, М.Т. Гор­бунов, Б.Е. Доброскок, С.А. Ефимова, О.Л. Кузнецов, Р.Я. Кучумов, Р.А. Максутов, А.Х. Мирзаджанзаде, Р.Ш. Муфаза-лов, Р.И. Нигматулин, В.Н. Николаевский, Г.А. Орлов, Ю.С. Ощепков, Н.П. Ряшенцев, М.А. Садовский, Э.М. Симкин, М.Л. Сургучев, Э.И. Тагиев, А.Я. Хавкин, B.C. Ямщиков, Е. Ансел, Дж. Боудан, Б. Симон, X. Скотт и др.

Переходя к описанию состояния призабойной зоны скважин и ее "отклика" на воздействие упругими колебаниями, остано­вимся на разъяснении термина "виброволновое воздействие", который использован авторами в названии книги и будет упот­ребляться в дальнейшем в контексте с общим раскрытием те­мы. Для обозначения воздействия на призабойную зону пласта упругими колебаниями существует много различных терминов: "вибрационное", "акустическое", "гидроакустическое", "волно-

13

вое", "гидроволновое" и т.д. Эти термины часто применяются для обозначения одного и того же процесса и, по существу, не несут в себе физического смысла. Термин "виброволновое воз­действие" возник у авторов непосредственно в ходе проведе­ния исследований по материалу книги, когда выяснилось, что максимальный "отклик" ПЗП на воздействие упругими коле­баниями находится в избирательном низкочастотном диапазо­не 20-300 Гц, а глубина эффективного воздействия, опреде­ляемая пространственно-энергетическим распределением уп­ругих колебаний и энергетическими порогами наступления эф­фектов, достигает от нескольких до 10 м и более. Это расстояния в среде пласта для рассматриваемых частот порядка длины волны. Воздействие упругими колебаниями на ПЗП при этом охватывает области вибрации среды и области формирования упругой волны в среде, а также области вступления волны в среду. Таким образом, термин "виброволновое воздействие" обозначает реальную глубину охвата ПЗП воздействием и не­сет в себе смысл оптимальности его осуществления по частот­ному диапазону.

Особое внимание, которое уделяется процессам, происхо­дящим в ПЗП - части общей пластовой гидродинамической системы, объясняется тем, что здесь фильтрация газожидкост­ных смесей происходит при повышенных градиентах давления и температуры, осложняется появлением трещиноватых, неод­нородных по проницаемости зон, фазовыми переходами. Здесь формируются основные свойства многофазной многокомпо­нентной промысловой продукции, происходит "срабатывание" значительной доли естественной и привнесенной пластовой энергии.

Призабойная зона пласта находится в существенно неравно­весном термодинамическом состоянии активного энерго- и мас-сообмена со скважиной и пластом, при этом ее состояние не­прерывно изменяется в ходе разработки месторождения. Раз­мер призабойной зоны принято оценивать по радиусу зоны нарушения линейного закона фильтрации, которая может про­стираться на 6-23 м от оси скважины. Несмотря на малые раз­меры, области ПЗП во многом определяют процесс разработки всей залежи нефти [35].

В ходе разработки нефтегазовых месторождений наблюда­ется постоянное ухудшение нефте- и газопроницаемости при­забойной зоны, особенно неблагоприятное в низкопроницае-

14

мых и неоднородных коллекторах. Ухудшение естественной проницаемости наступает еще в процессах бурения, когда при выемке породы в кольцевой зоне вокруг скважины образуются сжимающие напряжения, а поверхность породы при механиче­ском взаимодействии с породоразрушающим инструментом и буровым раствором термодинамически активируется, что спо­собствует впоследствии образованию высоковязких поверхно­стных кольматирующих слоев [92, 160]. При этом буровой раствор также образует на стенках скважины глинистую корку толщиной 2-3 мм [83], а фильтрат проникает в пласт. Буровой раствор способен и более глубоко проникать в пласт через трещины призабойной зоны, возникающие вследствие появле­ния гидростатических давлений выше давления разрыва пла­ста, например, при операциях восстановления циркуляции про­мывочной жидкости или при спускоподъемных операциях [144]. По данным лабораторных исследований [145], именно по этой причине может наблюдаться снижение абсолютной проницаемости пород в 2-50 раз, а в некоторых случаях до ну­ля.

Фильтраты буровых растворов способны проникать в про­дуктивные пласты еще на более значительную глубину. По дан­ным работы [145], глубина проникновения последних достигает 0,2-3,0 м. При этом сильное ухудшение естественных коллек-торских свойств ПЗП происходит вследствие:

набухания глинистых частиц коллектора, если вода фильт­рата отличается по своему солевому составу от пластовой во­ды;

снижения фазовой проницаемости по нефти из-за появления водной фазы и образования пристенных слоев воды на поверх­ности пор, обладающих повышенной вязкостью и упругим со­противлением сдвигу [19];

возникновения капиллярных явлений на границах контакта воды с пластовой нефтью;

образования стойких водонефтяных эмульсий типа "вода в нефти", слабо фильтрующихся не только из-за высокой вязко­сти, но и вследствие обладания выраженными тиксотропными свойствами [144];

закупоривания пор нерастворимыми в воде и в нефти осад­ками, которые образуются в результате химического взаимо­действия фильтратов и промывочных жидкостей с пластовыми жидкостями.

15

Проникновение фильтрата в призабойную зону пласта, ха­рактеризующегося вертикальной неоднородностью коллектор-ских свойств, на расстояние даже порядка сантиметров приво­дит к снижению охвата пласта по мощности заводнением на ЗО^Ю % [144].

Существенным возмущениям призабойная зона подвергает­ся также в процессах перекрытия обсадной колонной и при цементировании. В результате физико-химического и гидро­динамического взаимодействия тампонажного раствора и пла­стовых жидкостей она может, в зависимости от литологиче-ского состава и термодинамических условий залегания, как отдавать, так и впитывать воду, что приводит к изменению ее характеристик.

Нарушения термодинамического состояния происходят также в процессах перфорации и при воздействии пластоиспы-тателями.

Анализ промысловых данных по динамике показателей ра­боты нефтяных и нагнетательных скважин, гидродинами­ческие и геофизические исследования показывают ухудшение состояния призабойных зон скважин в процессе их эксплуата­ции.

В добывающих скважинах, кроме рассмотренных выше крайне неблагоприятных явлений, связанных с попаданием в пласт воды, которые возникают и в процессах эксплуатации, например при осуществлении ремонтных мероприятий, ухуд­шение характеристик призабойной зоны возникает из-за отло­жений асфальтосмолистых и парафиновых фракций с форми­рованием на поверхности пор адсорбционно-сольватных слоев. Это приводит к образованию граничных слоев нефти с ано­мально высокой вязкостью и толщиной, соизмеримой с радиу­сом поровых каналов, что резко снижает проницаемость при-скважинной зоны и увеличивает объемную неоднородность коллектора.

В нагнетательных скважинах в процессе закачки в пласт во­ды ухудшение проницаемости ПЗП происходит из-за посте­пенного закупоривания пор коллектора взвешенными в воде твердыми частицами и нефтепродуктами, а также в результате физико-химических процессов, происходящих при контакте закачиваемых технологических жидкостей с породой коллек­тора и пластовыми жидкостями. Анализ промысловых показа­телей работы нагнетательных скважин показывает [1, 23, 51],

16

что содержание механических примесей в технологической жидкости выше допустимых пределов является причиной очень быстрого снижения приемистости и даже полной оста­новки скважины. Поскольку закачиваемая вода, как правило, отличается по химическому составу и температуре от пласто­вых жидкостей, то нарушается естественное физико-химическое равновесие в среде продуктивного пласта. Проис­ходят набухание глинистых компонентов и их разрушение, что приводит и к закупориванию пор, и к переносу глинистого ма­териала (в том числе и попавших при бурении частиц бурового раствора) с последующей кольматацией низкопроницаемых уча­стков пласта, снижаются приемистость и охват пласта как по толщине, так и по простиранию. Нарушение физико-химического равновесия приводит также к выпадению нерастворимых осадков, отложению солей [39, 102], выпадению кристаллов парафина [110, 122] в поровых каналах ПЗП.

В случаях закачки в скважины попутных вод нефтяных промыслов или если нагнетательная скважина находится внут­ри контура нефтеносности, снижение водопроницаемости и избирательное течение воды могут быть вызваны адсорбцией асфальтосмолистых веществ и нефтепродуктов на поверхности поровых каналов, образованием структурированных кольмати-рующих слоев, уменьшающих эффективное сечение фильтра­ционных каналов [36]. Взаимодействие воды с нефтью, при достаточно высокой скорости фильтрации и наличии естест­венных стабилизаторов - смол и асфальтенов, приводит к об­разованию в ПЗП стойких водонефтяных эмульсий [9] и сни­жению приемистости.

Таким образом, в процессах бурения, освоения и эксплуата­ции скважин в призабойных зонах образуются обширные об­ласти с крайне низкой проницаемостью, заметно ухудшающие производительность "гидродинамических источников и стоков" - скважин. Это приводит к снижению средней скоро­сти фильтрации по всему пласту в целом, способствует обра­зованию застойных областей неизвлеченной нефти.

На всех стадиях разработки нефтяных месторождений при-забойная зона пласта является основным объектом воздействия для подавляющего числа всех известных методов обработки скважин. Мероприятия, направленные на очистку ПЗП, вос­становление естественной проницаемости, способствующие улучшению ее термодинамического состояния, в реальных ус-

17

ловиях расчлененного и неоднородного пласта вызывают не только увеличение текущей нефтедобычи, но и повышают нефтеотдачу залежи [36]. И в этом смысле предпочтительны методы, которые способны вызывать заметные положительные изменения фильтрационных и коллекторских свойств, не обра­зуя при этом новых неоднородностей, таких, например, как при гидроразрыве пласта, которые могут привести к увеличе­нию текущей нефтедобычи, но могут и ухудшить нефтеотдачу пласта в целом.

Виброволновое воздействие на призабойную зону скважин с полным основанием можно отнести к числу перспективных методов. Это подтверждают известные явления и эффекты, способные оказывать положительное влияние, в свете выше-рассмотренных проблем, на состояние ПЗП.

Упругие низкочастотные колебания - вибрация на два-три порядка ускоряют процессы релаксации механических напря­жений [27, 38, 79, 103]. В ПЗП это способствует уменьшению отрицательных последствий бурения и вскрытия пластов, свя­занных с нежелательными напряжениями в породах вокруг скважин и перфорационных каналов, с механоактивацией по­верхности пород, и тем самым может способствовать восста­новлению естественного равновесного состояния ПЗП с ис­ходной проницаемостью ее коллектора.

Эксперименты показывают [95-98], что под воздействием высокоамплитудных низкочастотных колебаний давления в жидкости порядка 0,3 МПа происходит необратимое увеличе­ние абсолютной проницаемости насыщенных пористых сред. Относительные изменения проницаемости искусственно сце­ментированных кернов доходят до 30 % и связаны с образова­нием новых фильтрационных каналов в пористой среде, изме­нением пористости, раскрытием трещин, переупаковкой и из­менением ориентации слагающих пористую среду зерен. При наличии глинистости вплоть до 35 % эти явления усиливаются.

Другая группа явлений связана с влиянием упругих колеба­ний непосредственно на поровые жидкости и кольматанты в их взаимодействии с твердой поверхностью пор коллектора.

Экспериментально обнаружены изменения реологического поведения характеризующихся наличием вязкоупругих и вяз-копластических свойств неньютоновских жидкостей. Автора­ми работ [44, 57] исследовалось изменение сдвиговой вязкости нефтей под действием упругих колебаний интенсивностями 8-

18

100 кВт/м²и с частотами 20 Гц - 4,5 МГц. Оказалось, что сдви­говая вязкость сразу после воздействия снижается на 20-30 %, а спустя некоторое время либо восстанавливается полностью (если режим воздействия докавитационный), либо частично (при развитом кавитационном режиме воздействия). Чем больше содержание асфальтосмолистых и парафинистых ком­понентов в нефтях, тем большие изменения вязкости в докави-тационном режиме наблюдаются при низких частотах воздей­ствия. Время восстановления вязкости после воздействия со­ставляет 5-6 ч и более.

В процессе исследований многократно наблюдалась дегаза­ция пластовых жидкостей под влиянием механических колеба­ний как высоких [36, 92, 93, 109, 173], так и низких частот [2, 172]. Процессы дегазации происходят вплоть до установления нового значения равновесной концентрации, которое всегда меньше равновесной концентрации газа без воздействия, при­чем интенсивность и частота колебаний определяют лишь ско­рость изменения концентрации газа и время установления но­вой равновесной концентрации, но не само ее значение [92]. Явление выделения газа из пластовых флюидов в поле упругих колебаний может в зависимости от конкретных условий самым различным образом повлиять на состояние прискважинной зо­ны и на ее фильтрационные характеристики. Тем не менее в промысловой практике известно немало положительных результатов по интенсификации технологических приемов добычи нефти, опробования и освоения пластов, связанных с явлением дегазации [92, 109, 112].

Фактически дегазация жидкостей является лишь следствием влияния механических колебаний в целом на процессы тепло-и массопереноса в капиллярно-пористых средах, что экспери­ментально установлено на примере явлений увеличения эффек­тивной температуропроводности, возникновения внутрипоро-вой конвекции, изменения условий фазовых переходов в сис­темах нефть - газ, гидраты - газ под действием колебаний [36, 54, 94, 161, 170].

Особого внимания заслуживает влияние упругих колебаний на фильтрацию пластовых жидкостей. Помимо рассмотренных выше явлений изменения проницаемости, вязкости, темпера­туропроводности и др., влияющих на фильтрацию посредством изменения самих свойств флюидов, экспериментально наблю­даются специфические "фильтрационные" эффекты. Это, на-

19

пример, весьма значительное (почти двадцатикратное) увеличе­ние относительной скорости фильтрации воды или обычной ньютоновской нефти через модели кернов песчаника при на­ложении поля интенсивных упругих колебаний в несколько со­тен киловатт на 1 м², на частотах 3-10 кГц [199], увеличение до 10 раз скорости фильтрации полярных и неполярных жидко­стей, диэлектриков и электролитов в поле колебаний интен­сивностью 1,9 кВт/м²и частотой 17 кГц [146], увеличение поч­ти на два порядка скорости фильтрации дистиллированной во­ды и растворов солей через керны пород при воздействии ко­лебаниями частотой 26,5 кГц [187]. Авторы этих исследований объясняют полученные результаты разрушением поверхност­ных облитерационных слоев в поле упругих колебаний, что увеличивает эффективное сечение мелких пор и уменьшает со­противление течению в них жидкости.

Другой возможный механизм для объяснения явления мно­гократного увеличения скорости фильтрации в поле упругих колебаний можно представить, если рассмотреть результаты теоретической работы [48], где поставлена модельная задача описания односторонне направленного движения вязкой сжи­маемой жидкости по узкому капилляру, стенки которого де­формируются в виде бегущих волн. В результате численного анализа установлено, что волна поперечных перемещений стенки наводит в жидкости внутреннюю волну, существенной особенностью которой является то, что даже при малых ам­плитудах поперечных перемещений стенки капилляра ампли­туды давления и продольной скорости жидкости в некоторых зонах течения могут достигать значений, существенно превос­ходящих те значения, которые могут вызвать акустические те­чения. Применительно к течениям в пористых средах этот ре­зультат, по мнению авторов [48], представляет собой пример, показывающий, что пульсации скорости и давления с масшта­бом порядка радиуса пор могут вызывать односторонне на­правленные течения со скоростями, существенно превышаю­щими скорости фильтрации.

Следует отметить, что большая часть вышеописанных, ра­нее известных экспериментальных явлений наблюдается при воздействии упругими колебаниями с довольно высокой ин­тенсивностью порядка 10-100 кВт/м², обусловленной высокой частотой воздействия. С точки зрения промыслового примене­ния в целях глубокого воздействия на прискважинную зону и

20

пласт наибольший интерес представляют явления, которые на­блюдаются при достаточно низких интенсивностях колебаний менее 1 кВт/м², обусловленных низкой частотой менее 1 кГц. Подобные явления наблюдаются при появлении контактов раз­личных жидкостей и газов в поровых каналах, что имеет место в процессах взаимного вытеснения несмешивающихся жидко­стей, многофазной фильтрации, гравитационной сегрегации и др. Экспериментальные лабораторные исследования показы­вают, что под действием упругих колебаний уменьшается ки­нетический гистерезис смачивания [92], происходит более бы­строе и глубокое проникновение жидкостей в узкие щели и капилляры [112, 113, 146, 163], интенсифицируются процессы капиллярной пропитки [54, 60-62, 64, 65, 164, 192, 208], изме­няются фазовые проницаемости для нефти и воды [76, 62, 64, 192, 208], возрастает степень вытеснения нефти из пористой среды [40, 42, 60-62, 64, 65].

Касаясь энергетических параметров упругих колебаний, следует отметить, что необходимые для воздействия значения их интенсивностей определяются не только характером вызы­ваемых в среде изменений, но и существенно зависят от ис­ходного термодинамического состояния самой среды. Резуль­таты воздействия определяются соотношением между энерги­ей налагаемого колебательного поля и энергией, необходимой для перевода системы из состояния устойчивого термодинами­ческого равновесия в новое стационарное состояние. И если для перевода системы из состояния равновесия в новое состоя­ние требуется весьма значительная энергия внешнего воздей­ствия, то в случае нахождения ее в метастабильном состоянии внешнее воздействие даже малой интенсивности способно вы­зывать качественно новое состояние среды [35, 142]. Воздей­ствие на среду с учетом возможной метастабильности ее ха­рактеристических параметров энергетически является наибо­лее выгодным.

Существенная исходная термодинамическая неравновес­ность призабойной зоны как объекта воздействия [35], воз­можность проявления в процессах разработки месторождений естественных сил, например, возникновение скачков насы-щенностей, неравновесных состояний капиллярных сил на контактах разнонасыщенных зон, которые могут достигать в мелких порах продуктивной среды значений 0,003-0,05 МПа [175] и существовать длительные периоды времени [174], а

21

также возможность существования в призабойной зоне других метастабильных состояний - все это предполагает возможность "отклика" ПЗП при виброволновом воздействии с достаточно низкими интенсивностями колебательного поля.

Подобный подход, по-видимому, позволяет понять и в оп­ределенной степени объяснить существующие предпосылки метода, результаты промысловых обработок по увеличению продуктивности скважин [5, 13, 16-18, 33, 42, 43, 45, 60, 64, 66-68, 70, 95, 116, 166, 176], которые осуществлялись при сла­боэнергетическом низкочастотном воздействии с использова­нием скважинных гидравлических вибраторов.

Долгое время подобные факты оставались без серьезного физического объяснения, так как отсутствовали механизмы и энергетические критерии виброволновых эффектов, связанные как с характеристиками воздействия - возбуждением и распро­странением упругих колебаний, так и с геолого-физическими параметрами продуктивных пластов.

Последующие главы данной книги будут посвящены рас­крытию этих вопросов.

22

ГЛАВА

10

РЕЗУЛЬТАТЫ ОПЫТНО-ПРОМЫСЛОВЫХ

РАБОТ И ВНЕДРЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ

ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ

И ДРУГИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ

С ПРИМЕНЕНИЕМ ВИБРОВОЛНОВОГО

ВОЗДЕЙСТВИЯ

Р ассмотренные в гл. 9 технологии успешно прошли промы­словые испытания в период 1986-1999 гг., и основные из них эффективно внедряются в различных геолого-физических ус­ловиях нефтепромысловых регионов России, в том числе в За­падной Сибири, Пермской области, Башкортостана и Татар­стане, а также на Украине и в Казахстане. Начаты работы по использованию технологии ВДХВ и на месторождениях Феде­ративной Республики Германия и Южной Америки (Республи­ка Перу).

В европейской части России и на Украине работы прово­дятся на нефтяных месторождениях, коллекторы которых отно­сятся к отложениям верхнего девона (песчано-алевролитовые пласты пашийского и кыновского (тиманского) горизонтов), карбона (терригенные пласты визейского яруса, карбонаты турнейского, башкирского и московского ярусов) и нижней перми (карбонаты сакмарского и артинского ярусов). В Запад­ной Сибири воздействию подвергались песчано-алевролитовые пласты верхней юры и нижнего мела. В Казах­стане на месторождении Жанажол работы ведутся как в ниж­ней карбонатной толще (КТ-П) поздневизейско-каширского возраста, так и в позднеподольско-среднегжельской верхней карбонатной толще (KT-I).

Всего обработано более 700 добывающих и нагнетательных скважин. За счет проведенных скважинных мероприятий

279

Таблица 10.1 Результаты ОПР и внедрения технологий

Регион, нефтедобывающее	Сроки ОПР и	Число сква-	Из них чис­ло лобы-	Дополнитель-	Дополнитель-	Успеш-	Продолжи-
предприятие	внедрения,	жино- опе-	ДЯ1ЛТ1 1 Ы V	ная закачка	ная добыча	ность,	тельность эф-
	годы	раций	net Н II11^И л скважин	воды, тыс. м	нефти, тыс. т	%	фекта, мес
Республика Башкортостан, АНК "Бапшефть" Западная Сибирь, АО "Пурнефтегаз"	1986-1999	267	27	8000	250	80	6-18
	1992	10	5	250	Нет данных	80	8-12
Западная Сибирь, АО "Кондпет-	1989-1995	70	10	4500	70	75	8-20
ролеум"
Западная Сибирь, АО "Урайнеф-	1991-1992	6	5	100	Нет данных	80	6-12
тегаз"
Западная Сибирь, АО "Сургутнеф-	1992	15	10	Нет данных	Нет данных	80	10-15
тегаз"
Западная Сибирь, АО "Юганскнеф-	1991-1995	25	10	400	70	80	8-15 и более
тегаз"
АО "Оренбургнефтегаз"	1994-1995	7	3	Нет данных	Нет данных	70	8-12
Республика Татарстан, АО "Тат­нефть" ОАО "Лукойл-Пермьнефтегаз",	1995-1999	247	150	750	150	90	8-15 и более
	1995-1999	5	2	Нет данных	Нет данных	100	10-15
ЗАО "Лукойл-Пермьнефть"
Украина, ОАО "Укрнефть"	1997-1999	7	5	Нет данных	>5	100	12 и более
Казахстан, АО "Актобемунайгаз"	1997-1999	7	3			70	6-12

280

дополнительно добыто более 500 тыс. т нефти, закачано более 20 млн м³ воды. Успешность обработок в среднем составила 80 %. Продолжительность эффекта - от 6 до 18 мес и более. На нагнетательных скважинах достигнуто повышение профи­лей приемистости на 20-60 %, а по целому ряду скважин до 80-100 %, что привело к увеличению охвата пластов заводне­нием и повышению нефтеот- дачи.

Сводные результаты опытно-промысловых работ и внедре­ния технологий в России и СНГ приведены в табл. 10.1.

Основной представленный здесь объем работ осуществлен с применением технологии ВДХВ. Результаты по отдельным технологиям подробнее изложены в следующих разделах гл. 10. В табл. 10.2 представлены результаты применения техно­логии ВПВ на горизонтальных скважинах и вторых стволах действующих добывающих скважин.

До 1990 г. обработки в основном проводились с использо­ванием генератора типа ГВЗ-108, затем типа ГЖ, а в настоя­щее время, начиная с 1999 г., с использованием генераторов типа ГД2В. Наибольшее число скважин обработано в Башкор­тостане и Татарстане.

Положительные результаты получены в отложениях всех возрастов и на большинстве типов коллекторов независимо от нефтяного региона. Относительная эффективность вибровол­нового воздействия, которая оценивается не по абсолютному увеличению дебита, а по кратности его приращения, оказалась выше для неоднородных пластов и пластов, представленных разделенными глинами пропластками. Наибольшая эффектив­ность, по сравнению с другими типами коллекторов, была дос­тигнута в порово-трещиноватых карбонатных коллекторах турнейского яруса.

На продолжительность эффекта большое влияние оказы­вают нефтенасыщенность пласта, наличие подстилающей воды или газовой шапки, а также режим эксплуатации сква­жин. Определяющее влияние на последующую после обра­ботки работу добывающих скважин оказывают свойства пла­ста и происходящие в нем процессы, например, несмотря на достигнутую после обработки очистку ПЗП, она со временем может вновь заблокироваться образующейся водонефтяной эмульсией при пониженной нефтенасыщенности и высоком содержании погребенной пластовой воды.

281

Таблица 10.2

Результаты ОПР и внедрения технологий на горизонтальных скважинах

			Параметры
Номер	Месторож-	Дата обра-	до обработки		после обработки
скважины	дение, пласт	ботки, ме-сяц,	Дебит неф-	%	Дебит неф-	%
		год	ти, т/сут	воды	ти, т/сут	воды
Повышение продуктивности			горизонтальных скважин
295г/29	Ем-Еговское,	10,93	1,0	69	5,0	11
	ВК-1
386г/28	Тоже	09,94	5,0	10	26,0	14
6662г/21	п	12,94	2,0	34	15,0	54
	Освоение горизонтальных скважин после бурения
366г/27	п	12,93	4,0	15	22,0	4
2331г/82	п	09,94	4,0	30	10,0	25
2302г/82	п	10,94	7,0	30	18,0	10
364г/28	п	01,94	3,0	15	10,0	3
Повышение продуктивности горизонтальных скважин
11404г	Арланское,	10,96	1,2	40	2,5	50
ПбЗЗг	Тоже	09,97	0,6	11	2,3	28
11491г	п	02,98	0,9	35	3,0	28
11419Г	п	07,98	0,9	58	1,0	44
11695Г	п	07,98	1,3	10	2,6	15
11412Г	п	12,98	2,0	41	2,9	35
13014Г	Вятская пло-	09,98	2,7	21	2,9	55
	щадь, с|к
4847	Югомаш-	07,98	4,2	6	10,0	25
	Максимов-
	ское, С2
4846	Тоже	08,98	3,8	6	16,8	6
	Освоение горизонтальных скважин после бурения
709г	Арланское,	08,97	2,0	б/в	6,0	б/в
832г	Арланское, г.„	03,98	-	-	10,0	б/в
wV1 Повышение продуктивности горизонтальных скважин
8221г	Ново-Елохов-	11,98	2,0	13	4,0	20
	ское, Cf
5600г	pbash	04,99	1,0	9	6,2	8
8746		09,99	3,0	7	7,9	7

По мере накопления результатов обработок скважин (см. табл. 10.1) вырабатывался системный подход к выбору объек-

282

тов, назначению технологических операций, реагентов, общей организации внедренческих работ, заключающийся в учете геолого-физических особенностей залежей, глубины залегания пластов и их толщин, степени расчлененности, типа коллекто­ров и их прочностных и фильтрационно-емкостных свойств, степени выработанности запасов нефти, категории и техниче­ского состояния скважин, категории сложности объекта-скважины по степени загрязненности ПЗП и типу кольматанта, сроков эксплуатации, количества КРС и ПРС, проведенных ранее ГТМ и их видов, темпов снижения продуктивности. Этот подход нашел продолжение в создании прогнозных ма­тематических моделей и компьютерных программ, позволяю­щих организовывать технологические процессы на скважине, участке, месторождении в целом, назначать рациональный ва­риант технологий, амплитудные и частотные параметры виб­роволнового воздействия, значение депрессии на пласт, техно­логически оправданный вид физико-химического воздействия и количество реагентов.

Данный системный подход был успешно реализован при ОПР и внедрении технологий на Ново-Елховском месторож­дении АО "Татнефть". В табл. 10.3 и 10.4 приведены результа­ты работ по добывающим и нагнетательным скважинам НГДУ "Елховнефть".

Как видно из таблиц, за период 1997-1999 гг. достигнута высокая эффективность обработок. По добывающим скважи­нам малодебитного фонда средняя дополнительная добыча нефти на 1 скважино-операцию составила 773 т. По нагнета­тельным скважинам средняя дополнительная закачка воды превысила 10 тыс. м³ на 1 скважино-операцию, что выразилось в дополнительной добыче по 620 т нефти на 1 обработку. При этом более чем по половине скважин на 01.01.2000 г. эф­фект продолжался.

На основе анализа результатов ОПР и внедрения работ, а также с учетом вышеописанных исследований впервые были определены объекты и условия применения технологий повы­шения продуктивности и реанимации скважин с использова­нием виброволнового воздействия.

Скважины:

глубина от 10 до 5000 м;

диаметр обсадной колонны от 102 до 245 мм;

конструкция - вертикальные, наклонные, горизонтальные, вторые стволы действующих скважин;

283

забой - обсаженный, фильтр перфорированный, лайнер-фильтр, необсаженный;

Таблица 10.3

Эффективность применения технологий с использованием виброволнового воздействия на добывающих скважинах нгду "Елховнефть" ао "Татнефть"

Год прове­дения ГТМ	Ярус, горизонт, метод	Число обрабо­танных скважин	Средний базовый дебит скважин по нефти, т/сут.	Число сква­жин спро-долже-нием эффекта на 1.01.2000 г.	Суммарная дополни­тельная добыча нефти, т	Средняя до­полнитель­ная добыча нефти на 1 скважину, т
1997	Турнейский	10	2,5	7	13 781	1378
	ярус, ВДХВ
	Бобриков-	3	2,0	2	2 041	680
	ский гори­зонт, ВДХВ
	Пашийский	14	1,2	5	7 740	553
	горизонт, О ТТ YD ЬДАВ
1998	Турнейский	12	1,4	12	9 783	815
	ярус
	ВДХВ
	Кавернона-	11	1,4	11	6 454	578
	копление	1	1,3	1	3 329	3 329
	Бобриков-	10	2,4	6	13 991	1399
	ский гори­зонт, ВДХВ,
	ВПВ
	Папшйский	19	1,3	11	17 046	897
	горизонт,
	ВДХВ
1999	Башкирский	1	1,0	1	1530	1530
	ярус, ВПО
	Турнейский ярус	15	2,0	13	6 564	438
	О TTVTI ЬДАВ Кавернона-	6	1,7	6	2 464	411
	копление	8	2,1	6	3 764	471
	ВПО гори-
	зонтальная скважина	1	3,0	1	336	336
	Бобриков-	10	1,3	10	4 332	433
	скии гори-
	зонт,ВДХВ
	Папшйский	16	1,2	16	8 178	511
	горизонт,
	ВДХВ

284

тип - добывающие, нагнетательные, разведочные, водоза­борные;

цели - повышение приемистости и продуктивности, освое­ние после бурения, освоение под закачку воды, выравнивание профиля притока или приемистости, ограничение

285

Таблица 10.4