ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ СКВАЖИНА НА МЕСТОРОЖДЕНИИ НЕФТИ И ГАЗА

Изобретение относится к области горного дела и может  быть использована  для проводки стволов эксплуатационных скважин для добычи нефти в сложных геологических условиях.
Известна эксплуатационная скважина  на месторождении нефти  и газа с участками горных пород и размещенными в ней  колоннами обсадных труб с башмаком и пакером (патент  РФ на полезную модель № 31399, 10.08.2003).
Недостатком известного устройства  является то, что оно обеспечивает низкий дебит скважины.
Известна эксплуатационная скважина  на месторождении нефти  и газа с участками горных пород, рассеченными на блоки глубинными разломами с повышенной проницаемостью, перфорированную колонну обсадных труб с пакерами, размещенными на границах пересечения скважиной  зон разломов, и с фильтрами, размещенными внутри зон (патент РФ на полезную модель № 76384, 20.09.2007).
Недостатком известного устройства является то, что оно тоже обеспечивает низкий  дебит скважины в случае низкой проницаемости пород внутри зоны разлома.
Техническим результатом полезной модели является повышение  дебита эксплуатационной скважины.
Заявленный технический результат достигается тем, что эксплуатационная скважина на месторождении нефти и газа имеет  участки, охарактеризованные фрактальной и фрактонной  размерностями неоднородностей  - характеристиками распределения поровых пустот, капилляров и трещинных каналов - тектонических разломов и их состояний, при этом эксплуатационная скважина имеет боковые стволы, которые  оборудованы фильтрами   и пакерами и проведены вкрест простирания  тектонических разломов, расположенных между участками с различной фрактальной размерностью,  а насыщенность месторождения нефтью и газом и его границы определены по фрактонной размерности.
Боковые стволы  эксплуатационной скважины проведены вкрест  простирания разлома между  блоками геологических структур  с различными колебательными состояниями, определенными фрактальной размерностью, от  блока с высоким значением фрактального коэффициента к блоку с низким значением фрактального коэффициента. При этом пакер размещен перед разломом в блоке с высоким значением фрактального коэффициента, а фильтр - в разломе  и в блоке с низким значением фрактального коэффициента вплоть до забоя бокового ствола, обеспечивает рациональность  использования продуктивного пространства для размещения добывающего оборудования - пакеров, фильтров, труб и т.п.
На фиг. 1 показана  схема заявленного устройства.
Эксплуатационная скважина состоит из ствола 1 с боковыми стволами 2. В стволе  1 размещен глубинный насос 3.  Боковые  стволы 2  пробурены вкрест простирания  глубинного разлома 4 между блоками геологических структур с различными колебательными состояниями , определенными  фрактальной размерностью, от блока с высоким значением фрактального фрактального коэффициента (блок 1) к блоку с низким значением фрактального коэффициента (блок 2). Этот ствол 2 оборудован пакером 5, установленным в блоке с высоким значением фрактального коэффициента перед разломом 4, и фильтром 6, размещенным в блоке с низким значением фрактального коэффициента вплоть до забоя бокового ствола 2.
Предложенная полезная модель эксплуатационной скважины применена при освоении ряда западносибирских месторождений нефти и газа. Данная модель позволяет осуществлять сейсморазведку нефтегазовых месторождений путем построения карт амплитудных и пространственных вариаций сейсмоакустических сигналов в точках их регистрации. При этом с целью повышения чувствительности и точности измерений при определении нефтегазонасыщенности исследуемых геологических систем и границ месторождений нефти и газа для обработки информации от сейсмоприемников использовано фрактальное моделирование пористых сред и сейсмоакустических сигналов, а также комплексный спектральный анализ пространственных и временных вариаций фрактонных характеристик измеренных сигналов.
Чрезвычайно важной в нефтегазогеологических исследованиях является возможность оценить фрактальную размерность неоднородностей земной коры по частотным зависимостям коэффициентов рассеяния сейсмических волн.
Напряженность упругой пористой среды связана с ее насыщенностью нефтью или газом. Поэтому вариации во времени фрактонной части спектра отражают геодинамику нефтегазонасыщенных систем, обусловленную техногенными процессами. Вместе с тем по пространственным изменениям фрактонных характеристик определена  насыщенность упругой среды  нефтью и (или) газом, причем по переходу фрактонов в фононный спектр зарегистрированы границы нефтегазовых месторождений.
На фиг.1 показан продольный разрез по эксплуатационной скважине 1 (№2383) с боковым стволом 2 и насосом 3 на Родниковом нефтегазовом месторождении Сургутского района. По сейсмограммам расчетные значения фрактальной размерности D составили соответственно для блоков 1 и 2: 2,47 и 1,33, что дало основание считать реальным наличие разлома 4 между блоками, предположительно являющегося нефтепроводящим каналом. Проводка бокового ствола 5, оборудованного фильтром 6 и пакером 7, «в крест простирания» (геологический термин) разлома 4 позволила получить дополнительный дебит пластовой жидкости по скважине более 75 т/сутки.
Устройство работает следующим образом.
После размещения оборудования  в вертикальном стволе  скважины 1 и в боковых стволах 2 в скважину 1 опускают на насосно-компрессорных трубах насос 3 и включают его. Разлом 4 является нефтепроводящим каналом и поэтому оснащен фильтром 6.  Для надежности фильтр 6 продлен до забоя бокового ствола 2.
За счет применения полезной модели эксплуатационной скважины может существенно (примерно в 2 раза) повышаться нефтеотдача и снижаться затраты на единицу получаемой  продукции, т.е. на тонну извлекаемой нефти.