Способ мониторинга и контроля над разработкой месторождений нефти методом внутрипластового горения
METHOD OF MONITORING AND CONTROL OVER DEVELOPMENT OF OIL DEPOSITS BY IN-SITU COMBUSTION METHOD

Изобретение относится к способу наземного наблюдения за процессами термического воздействия на нефте- и газосодержащие породы путем локализации пространственного положения фронта горения на различных этапах эксплуатации месторождения. Определение положения фронта горения проводится по результатам многоэтапных (многолетних) геофизических наблюдений (выполняются не менее двух измерений в год, с интервалом 5-8 месяцев).
Краткой сущностью является использование в одном способе единовременно трёх известных как таковых методов, а именно: метода естественного электрического поля (ЕП), метода высокоточной магнитной разведки и электроразведки методом зондирования становления поля в ближней зоне.
В целом заявленный способ основан на получении результатов по трём вышеприведенным методам их комплексного анализа и с обеспечением возможности получения дополнительных измеряемых факторов, которые, дополняя друг друга, обеспечивают возможность получения более точной и объективной информации, которая позволяет повысить достоверность определения продвижения фронта горения в пласте и тем самым обеспечивает возможность не только отслеживания его направления, но и динамику изменения его пространственного положения.
Заявленный способ характеризуется возможностью фиксирования сверхслабых аномалий электромагнитных полей, обусловленных процессами, возникающими в породах, охваченных внутрипластовым горением. При этом технический результат проявляется более интенсивно по сравнению с известными методами (используемыми в настоящее время по отдельности) за счёт сложения аномальных эффектов, создаваемых различными физико-химическими процессами, которые отражаются в различных геофизических полях – магнитном, электрическом, поляризационном.
2
2
В процессе разработки продуктивных пластов, при любых способах: технология парогравитационного воздействия (SAGD), термогазовое воздействие, внутрипластовое горение), происходит замещение исходного продукта (высоковязкая нефть, битум) другими средами (например, водой, газом), которое сопровождается появлением новых химических соединений, что является результатом воздействия температуры на пласт (окислы железа, СО, N и др.).
Следующим, широко используемым подходом к мониторингу процесса внутрипластового горения, является измерение температуры в различных точках на поверхности Земли над разрабатываемой площадью. Например, из научных источников выявлена статья [A.M. Feder Infrared Sensing: New way to track thermal flood fronts, World Oil, April 1967, p. 142] в котором описан способ для определения фронта горения с использованием инфракрасных датчиков, размещенных над изучаемой площадью. Тепло, возникающая при внутрипластовом горении, будет выходить на поверхность во временном интервале от нескольких месяцев до года и более. Таким образом, возможно проследить инфракрасными датчиками локализацию более теплых мест, охваченных горением, и тем самым идентифицировать фронт горения и направление его перемещения в пласте. Кроме указанного, известный метод неприменим в случае залегания пласта горения свыше 200 метров вследствие того, что тепловое поле, сформированное при температурном воздействии, будет полностью экранировано вышележащими горными породами.
Приведенный выше способ определения фронта горения приведен как один из возможных способов, в качестве обзора, и в заявленном способе не используется, так как неэффективен при использовании по назначению при глубинах залегания пласта от 200 метров и ниже.
3
2
3
2
2
3
2
3
-5
При этом неизбежно изменяются петрофизические и геохимические (плотностные, магнитные, поляризационные и электромагнитные) свойства геологической среды, как в продуктивном пласте, так и во вмещающих породах. В результате в области воздействия на пласт формируются вторичные геофизические поля, которые могут быть зафиксированы на поверхности земли. Как правило, коллектора тяжелых нефтей и битумов имеют слабо выраженные магнитные свойства, поскольку наиболее распространенные железосодержащие минералы – сидерит (FeCO), пирит (FeS), анкерит (Ca(Mg,Fe)[CO]), гетит (α-FeOOH) являются слабомагнитными веществами. Величина магнитной восприимчивости для большинства терригенных коллекторов не превышает 5·10 ед. СИ. Под действием высоких температур (в диапазоне примерно 500° плюс/минус 100 °С) происходит диссоциация минералов железа (сидерит, пирит, гетит) в более устойчивую к температуре форму – магнетит (FeO·FeO), являющимся сильным ферримагнетиком (магнитная восприимчивость около 50 ед. СИ, температура Кюри 550-600 °С). Т.е. при температурном воздействии магнитная восприимчивость некоторых минералов возрастает до миллиона раз, вследствие чего представляется возможным производить замеры аномального(ых) магнитного(ых) поля(ей). Дальнейшее повышение температуры сопровождается окислением и переходом магнетита в гематит (FeO). Гематит является антиферромагнетиком, который характеризуется тем, что при невысоких температурах имеет сравнительно слабые магнитные свойства, (т.е. гематит характеризуется меньшей по сравнению с магнетитом намагниченностью). Все это приводит к появлению аномального магнитного и естественного электрического поля в непосредственной близости от выгоревшей зоны. Таким образом, именно описанные выше свойства природных материалов позволяют обеспечить возможность объективной фиксации наличия и продвижения в недрах фронта горения.
Заявленное техническое решение реализуются в полевых условиях. Все измерения производят в режиме мониторинга в несколько этапов.
На первом этапе создается полигон, перекрывающий предполагаемую площадь, на которой планируется проведение мониторинга, в 2-3 раза, на котором (полигоне) проводят измерения фоновых значений электрического и магнитных полей.
Дискретность последующих измерений зависит от скорости движения фронта горения (ДФГ). При глубинах залегания разрабатываемого пласта до 200 м режимные измерения (при скорости ДФГ-1-2 м/с) целесообразно проводить 2 раза за сезон, при глубинах от 200 м до 1 км, и более - 1 раз в год.
Далее заявителем представлены особенности используемых методов по отдельности указанием их характеристик и ограничений при использовании по назначению. Следующим, широко используемым подходом к мониторингу процесса внутрипластового горения, является измерение температуры в различных точках на поверхности Земли над разрабатываемой площадью.
вследствие, того, что тепловое поле, сформированное при температурном воздействии, будет полностью экранировано вышележащими горными породами.
Из литературных научных исследований [A.M. Feder Infrared Sensing: New way to track thermal flood fronts, World Oil, April 1967, p. 142] выявлен способ для определения фронта горения с использованием инфракрасных датчиков, размещенных над изучаемой площадью. Тепло, возникающая при внутрипластовом горении, будет выходить на поверхность во временном интервале от нескольких месяцев до года и более. Таким образом, возможно проследить инфракрасными датчиками локализацию более теплых мест, охваченных горением и тем самым идентифицировать фронт горения и направление его перемещения в пласте. Кроме указанного, известный метод не применим в случае залегания пласта горения свыше 200 метров,
Метод естественного электрического поля
(ЕП) проводится в модификации измерения естественного потенциала электрического поля. Шаг измерения 25-50 м. На каждом разносе проводятся два измерения со сменой электродов. В качестве электродов используются неполяризующиеся датчики ACE-84 (Agcos, Канада). Среднеквадратическая ошибка не более ± 3 мВ.
Однако, к ограничениям метода относятся возможность проведения измерений ЕП только в летний период (в отсутствие снежного покрова), при этом известный метод характеризуется высоким уровнем электромагнитных и техногенных помех (см. Семенов А.С. Электроразведка методом естественного электрического поля.- 3-е изд. перераб. и доп.-Л.Недра,1980.-446 с.).
Высокоточная магниторазведка.
Принимая во внимание возможный высокий уровень электромагнитных помех для измерения  величины модуля магнитной индукции применяются цифровые (абсолютные) магнитометры типа  G-859 MineralMagTM производства фирмы Geometriсs. Измерение модуля магнитной индукции проводятся в тех же точках, где были измерения значений ЕП, с той же дискретностью измерений расстояний между точками измерения, равное 100 м. При этом среднеквадратическая ошибка не более ± 2 нТл, т.е. в пределах точности выбранного прибора.
Однако при выполнении высокоточной магниторазведки могут возникать магнитные поля от других источников, искажения в запись будет вносить близость зоны горения к областям распространения магнитных пород (кристаллический фундамент, дайки, слои с высокой концентрацией магнитного материала). Дополнительным источником помех являются инфраструктурные объекты – обсадка скважин, трубопроводы, наземные сооружения. При этом указанные стационарные источники-помехи в заявленном техническом решении нивелируются посредством использования специально разработанных программных пакетов (см. www. geokniga. org/ sites/ geokniga/ files/ inbox/ 1209/ chapter3. pdf.).
Электроразведка методом зондирования становлением поля в ближней зоне.
y
Возбуждение поля производится с помощью диполя АВ (1 км), ток -40-50 А, длительность импульса 5-10 сек. Измеряется горизонтальная магнитная компонента (H) электромагнитного поля в центре токового диполя АВ.
y
При этом характерной особенностью используемого в заявленном техническом решении известного метода является то, что измерения проводятся в различных азимутах с шагом 20-30° без смещения центра установки. При обнаружении электрической анизотропии геологического разреза, проводятся измерения Н по азимутальным профилям, для определения направления и скорости движения фронта внутрипластового горения.
Однако, к ограничениям при электроразведке методом зондирования становлением поля в ближней зоне является наличие низкоомного разреза, наличие проводящих пропластков вблизи зоны горения, например зона ниже водонефтяного контакта, при высокой минерализации воды (см. https: // neftegaz.ru /science/view/1133-Metod-ZSB.-Zondirovanie-stanovleniem-polya-v-blizhney-zone).
Для всех вышеприведенных методов общим ограничивающим фактором является отсутствие источников сильного нестационарного (переменного) электромагнитного поля, т.е. наличие мощных трансформаторных станций и др. промышленных объектов, размещённых в радиусе 0.75 км от центра исследуемого участка.
Карты разности измерений ЕП и магнитного поля на разных временных отрезках дают информацию об изменении интегральных поляризационных и магнитных параметрах геологического разреза под воздействием повышенных температур и изменении геохимической обстановки.
Принимая во внимание факт того, что естественные природные процессы подобного плана, протекают крайне медленно - десятки и более лет, поэтому быстрые изменения (до 1 года) могут быть связаны только с искусственным источником.
y
Карты разности измерений электромагнитных параметров (сопротивление, проводимость) показывают изменение электрической проводимости разреза за счет замещения добываемого продукта другими веществами (водой, газом и т.д.). В связи с измерениями магнитных и электрических параметров непосредственно на площади, во много раз увеличивается возможность прослеживания фронта горения и контроля за внутрипластовом горением. Применение же известных методов в соответствии с заявленным техническим решением дает возможность получить значительные преимущества в связи с охватом большего числа параметров, таких как естественное электрическое поле, модуль магнитной индукции, горизонтальная магнитная компонента (H) электромагнитного поля, подвергающихся изменению, в процессе внутрипластового горения, в результате чего обеспечивается получение сверх суммарного технического результата, который выражается в получении максимально возможных (в существующих условиях) и достоверных результатов, которые, будучи обработаны с применением специально разработанного программного комплекса, обеспечивают возможность получения достоверного результата вне зависимости от реальных геологических условий на той или иной исследуемой площади.
Заявленный способ может найти применение в области нефтедобычи в качестве наиболее эффективного по сравнению с известными на дату подачи настоящей заявки способами локализации пространственного положения фронта горения на различных этапах эксплуатации месторождения при применении метода внутрипластового горения и термогазового воздействия.
На дату предоставления настоящих заявочных материалов на предполагаемое изобретение для осуществления контроля над процессами внутрипластового горения и термогазового воздействия используется достаточно широкий спектр геофизических методов, основанных на оценке изменений преимущественно электрических и температурных свойств пласта до и после температурного воздействия.
Далее заявителем выполнен анализ уровня техники из научных и патентных источников информации.
Из исследованного уровня техники выявлено изобретение по патенту US 3329891 A, «Метод контроля над фронтом горения с помощью пропускания тока над зоной горения в нетронутом пласте». Сущность заключается в том, что два экранированных кабеля отходят от генератора постоянного тока, один из них прикрепляется к электроду, укрепленному на стенке скважины выше прогоревшей зоны (пласта), второй контактирует с электродом, опущенным в породу, ниже прогоревшего пласта, при этом место размещения второго электрода определяют посредством предварительных скважинных исследований. Постоянный ток (величина тока зависит от параметров геоэлектрического разреза) проходит сквозь кабели и идет над прогоревшим пластом, только до того момента, пока не попадает в не прогоревшую зону и возвращается к электроду, расположенному в породе. Принципиальное преимущество этого метода заключается в сгущении токовых линий над зоной аномальной проводимости (определяются экспериментальными замерами в полевых условиях), при этом следует обратить внимание на то, что для каждого объекта параметры меняются в широком диапазоне, конкретные характеристики можно получить только для определенного объекта), сформированной нагретой зоной. Это дает возможность оценить расположение прогоревшей зоны за счет изменения электрического сопротивления (уменьшения) вследствие температурного воздействия на породы, и как следствие выявить положение границы фронта горения.
Недостатком известного способа является необходимость бурения скважин и проведения работ в открытом стволе. Известная методика является достаточно дорогой и опасной с точки зрения прорыва теплоносителя по открытому стволу скважины к поверхности. Кроме того, измерения по известному методу позволяют изучать пространственное положение фронта горения только в околоскважинном пространстве, т.е. в радиусе до десяти метров от точек замеров.
Из исследованного уровня техники выявлен аналог по назначению [US 4210867 A], «Индукционный метод для определения фронта горения», сущность которого заключается в использовании не менее чем одной многовитковой катушки, размещенной на поверхности земли, электрически соединенной с одной и более модифицированными измерительными мостами Уитстона (электрическая схема или устройство для измерения электрического сопротивления), в которых устанавливается резонансное состояние. Мониторинг изменения импеданса в этих мостах позволяет оценить движение фронта горения.
Недостатком известного метода является низкая разрешающая способность индуктивного метода на больших глубинах (свыше 500 м), высокая чувствительность метода к уровню техногенных электромагнитных помех.
Из исследованного уровня техники выявлено изобретение по патенту [US 3483730 A], в котором используют термопары для мониторинга изменений температуры в прогоревшей зоне с поверхности земли. Термопары должны быть расставлены на определенном расстоянии от места, где инициируется горение. Изменение показаний температуры будет определяться вовлеченностью пласта в горение. Таким образом, представляется возможность проследить фронт распространения горения.
Недостатками является то, что метод не применим в случае залегания пласта горения свыше 200 метров, вследствие того, что тепловые потоки, возникающие при температурном воздействии, экранируются вышележащими толщами.
Недостатками всех перечисленных методов, основанных на измерении температуры в области предположительного протекания процесса, являются отсутствие возможности определения глубины процесса горения, степени прогорелости, а также невозможность использования данных методов при больших глубинах протекания процесса. Кроме этого, точки для установки датчиков выбираются заранее, до начала закачки газа и, возможно, что движение фронта не пойдет по запланированному пути, что значительно снижает использование изобретения по назначению.
2
2
2
2
Из исследованного уровня техники выявлено изобретение по патенту [RU 2468195 C1]. Сущностью является способ определения местоположения фронта внутрипластового горения в нефтяных залежах, включающий инициирование внутрипластового горения как минимум в одной нагнетательной скважине, закачку и измерение расхода воздуха и продвижение фронта горения от скважины вглубь пласта под воздействием закачиваемого воздуха, размещение множества датчиков на поверхности или на небольшой глубине под землей вокруг нагнетательной скважины, снятие показаний датчиков, отличающийся тем, что для изучения пространственного положения фронта горения проводят полевые термометрические и геохимические исследования, по результатам полевых исследований строят карты распределения температур и распределения концентраций углеводородных и неуглеводородных газов, интерпретируют их и по полученным материалам выделяют пространственное положение фронта горения. Т.е. более коротко, в изобретении  предлагается размещать множество сорбентов и термодатчиков на поверхности или на небольшой глубине, под землей вокруг нагнетающей газ скважины и осуществлять полевые термометрические и геохимические исследования с помощью термодатчиков для изучения пространственного положения фронта горения. Сеть расположения сорбентных датчиков и точек отбора грунта совпадает с сетью расположения термодатчиков. Размещение сорбентных датчиков и отбор проб грунта производят для определения концентраций углеводородных (C1 – C6) и неуглеводородных (H, N, CO, CO, O) газов. По результатам полевых исследований строят карты распределения температур и распределения концентраций, углеводородных и неуглеводородных газов, интерпретируют их и по полученным материалам выделяют пространственное положение фронта горения.
Недостатком метода является невозможность контроля положения фронта горения на больших глубинах, свыше 1 км, поскольку газообразные продукты горения и тепловой фронт экранируются вышележащими горными породами, особенно при наличии водоносных горизонтов.
Из исследованного уровня техники выявлено изобретение по патенту US 3031762 A, «Метод определения фронта горения». Сущностью является периодическое измерение высоты поверхности земли в одной или более точках наблюдения, непосредственно над предполагаемым направлением распространения фронта горения, до тех пор, пока наблюдаемый пункт в указанной точке не поднимется, тем самым указывая на приход фронта горения непосредственно под указанной точкой. Изобретение основано на эффекте расширения карбонатных коллекторов при нагревании, выражающемся в поднятии вышележащих слоев, которое возможно заметить на поверхности земли. Таким образом, разработчиками было предложено измерять альтитуду поверхности до и после воздействия температурой на пласт, вдоль предполагаемого движения фронта горения.
Недостатком известного способа является то, что он не дает нам возможность проследить скорость движения фронта горения. Кроме того, применение данного способа ограничено карбонатными коллекторами, т.к. только в карбонатных коллекторах воздействие температуры приводит к повышению альтитуды точки наблюдения, которую можно будет измерить.
Известен аналог заявленного технического решения по назначению - группа изобретений, состоящая из четырёх независимых пунктов, по патенту  US 6859766. Аналогом выбран первый независимый пункт, сущность которого заключается в способе контроля сопутствующих газообразных веществ для мониторинга при процессе сжигания горючего, включающий в сочетании: с использованием аналитической техники для измерений он-лайн различных видов газа в образце, газы коррелируют по меньшей мере с одним параметром процесса, который должен быть предсказан; разработка программного датчика путем анализа данных процесса с использованием управляемых входов для получения желаемых результатов для генерации данных при разработке программного обеспечения; проверка совместимости исходной корреляции; применение фильтров off-line и статистический анализ по мере необходимости для уменьшения шума измерений, выбросов и смещений от данных; определение программного обеспечения на основе нейронной сети.
В целом сущность заключается в том, что контроль сопутствующих газов осуществляется с использованием регулируемых диодных лазеров. Способ мониторинга сопутствующих газов основан на измерении отдельных видов газов, измерении поглощения при горении отдельных видов газов для контроля и оптимизации процесса. Способ мониторинга процесса горения, заключающийся в периодическом или непрерывном анализе состава газовой смеси продуктивной скважины с помощью инфракрасного спектрометра, непосредственно из добывающей скважины. Показателем наличия процессов внутрипластового горения в данном аналоге является повышение содержания оксидов углерода, наряду с понижением содержания кислорода.
Недостатками известного из исследованного уровня метода является отсутствие возможности оценки степени охвата пласта горением, температуры фронта горения, а также скорости его перемещения.
Из исследованного уровня техники выявлено изобретение по патенту RU № 2425969, сущностью является способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий строительство добывающей горизонтальной скважины в области подошвы продуктивного пласта, нагнетательной горизонтальной скважины над добывающей горизонтальной скважиной, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины, отличающийся тем, что нагнетательную горизонтальную скважину располагают над добывающей горизонтальной скважиной на расстоянии не менее 5 м, производят прогрев призабойной зоны обеих горизонтальных скважин до создания гидродинамической связи между скважинами и достижения температуры окисления высоковязкой нефти в районе нагнетательной скважины, после снижения вязкости нефти до текучести в районе горизонтального участка горизонтальной добывающей скважины производят отбор нагретой продукции, создавая зону перепада давления между районом горизонтального участка добывающей скважины и районом горизонтального участка нагнетательной скважины, параллельно при достижении температуры окисления нефти производят закачку кислорода или кислородсодержащей смеси в нагнетательную горизонтальную скважину для осуществления инициации внутрипластового горения, после возгорания закачку кислорода или кислородсодержащей смеси чередуют с закачкой горячей воды или перегретого пара в пропорциях, не приводящих к прекращению внутрипластового горения, при распространении фронта горения и отработки зон продуктивного пласта закачку кислорода или кислородсодержащей смеси в нагнетательную горизонтальную скважину увеличивают в два и более раз в зависимости от удаления фронта горения от нагнетательной горизонтальной скважины, вертикальные скважины вокруг горизонтальных скважин на расстоянии до 250 м переводят в категорию контролирующих и используют для закачки теплоносителя одновременно с закачкой теплоносителя в горизонтальные скважины или под отбор продукции при инициации горения в нагнетательной скважине, при увеличении температуры в одной из контролирующих скважин выше допустимой ее переводят под нагнетание негорючего агента до снижения температуры, параллельно из вертикальных скважин, находящихся за фронтом внутрипластового горения со стороны нагнетательной скважины, отбирают газы горения с сохранением давления на уровне пластового для обеспечения равномерного распространение фронта горения вокруг горизонтального ствола нагнетательной горизонтальной скважины.
Недостатком известного способа является его дороговизна в связи с необходимостью бурения новых скважин для измерения в них температуры или же перевод существующих скважин в разряд контролирующих. Под действием газов стенки скважины могут разрушаться, также в некоторых частях разреза могут образовываться пустоты, что переводит скважину в негодную. Еще одной проблемой является экологическая, ввиду возможного выброса газа из контролирующих скважин.
Как известно из уровня техники, измерения напряженности магнитных полей лежат в основе многих методов, используемых геофизиками при поиске месторождений полезных ископаемых, в том числе нефтяных месторождений.
Так, из исследованного уровня техники известен способ геофизической разведки нефтяных и газовых месторождений путем проведения высокоточной аэромагнитной разведки и наземной высокоточной гравиразведки для определения зон изометричных положительных аномалий магнитного и гравитационного полей [RU 2402049 C1]. «Способ выявления антиклинальных ловушек углеводородов в молодых осадочных бассейнах». Сущностью является способ выявления антиклинальных ловушек углеводородов в молодых осадочных бассейнах, включающий проведение аэромагнитной, а также наземной магнитной или гидромагнитной съемок нефтегазоносной площади, по результатам которых выявляются аномалии локальной составляющей остаточного магнитного поля, отличающийся тем, что из аномалий локальной составляющей остаточного магнитного поля выделяют замкнутые отрицательные аномалии, по которым маркируют антиклинальные ловушки углеводородов путем оконтуривания их с последующим определением конфигурации и плотности изолиний отрицательных замкнутых аномалий локальной составляющей остаточного магнитного поля, а также определением углов линий наклона аномального магнитного поля по профилям, проходящим через замкнутые изолинии отрицательной составляющей локального магнитного поля.). Таким образом, заявлено, что данный подход повышает достоверность разведки месторождений нефти и газа за счет совокупности заявленных признаков.
Недостатком известного способа является использование данного метода для выявления антиклинальных ловушек углеводородов в молодых осадочных бассейнах, а не контроль за внутрипластовым горением.
6
6
Из исследованного уровня техники выявлено изобретение по патенту RU № 2276390, «Способ поиска залежей углеводородов», заключающийся в отборе образцов породы в процессе бурения и измерении их магнитной восприимчивости, по которым судят о наличии залежей, отличающийся тем, что образцы породы отбирают с нефтегазоносных площадей с карбонатным фундаментом, соседствующим с погребенным континентальным палеорифтом, а о наличии залежей судят по значениям магнитной восприимчивости из интервала 13,0·10-31,0·10.
Недостатком известного способа является использование данного метода для поиска залежей углеводородов, а не для контроля за внутрипластовым горением.
Из исследованного уровня техники выявлен аналог по патенту  US 8547428 на группу изобретений, из которых по пятому зависимому пункту выбран аналог по назначению. Сущностью является система по п.1, дополнительно содержащая:
- в узле головки камеры, интегральный ферромагнитный зонд, имеющий вход для приема напряжения и тока входного сигнала зонда;
- схему возбуждения зонда, соединенную с интегральным зондом для создания напряжения и тока входного сигнала зонда;
- процессор для получения сигнала данных о составе трубы, представляющий местные изменения в составе материала контролируемой трубы на интегральном зонде вследствие напряжения и тока входного сигнала зонда.
Таким образом, в известном изобретении используется цифровые значения  замеров изменения напряженности магнитных полей на поверхности земли для поиска и точного позиционирования металлических труб под землей.
При этом следует акцентировать внимание на том, что известное техническое решение не использовалось ранее для реализации исследование по пластовому горению.
Таким образом, из исследованного заявителем уровня техники на дату подачи заявочных материалов не выявлено наличие аналогов, близких к заявленному по совокупности совпадающих признаков и полученным техническим результатам.
При этом заявителем выявлены изобретения, совпадающие с заявленным техническим решением (частично) по достигаемому заявленным техническим решением техническому результату, а именно – выявлено, что большинство изобретений имеют ряд принципиальных ограничений по контролю пространственного положения пласта. Вместе с тем, не выявлены технические решения, обеспечивающие реализацию поставленных задач с необходимой точностью и глубинностью.
Задачей заявленного технического решения
является создание эффективного способа наземного мониторинга и контроля над параметрами фронта горения при разработке месторождений нефти методом внутрипластового горения.
Техническим результатом
является комбинированный способ выполнения полевых работ известными методами, совмещёнными в один заявленный способ с единовременным применением естественного электрического поля (ЕП), высокоточной магнитной разведки, и электроразведки методом зондирования становления поля в ближней зоне, и новый методологический подход к геологической интерпретации получаемых материалов с целью определения пространственного положения фронта горения и его динамики посредством применения разработанного программного продукта (программы ЭВМ).
Сущностью
заключающийся в том, что
y
заявленного технического решения является способ мониторинга и контроля фронта горения при разработке месторождений нефти методами внутрипластового горения, термогазового воздействия, парогравитационного воздействия,  создают полигон, перекрывающий предполагаемую площадь горения в 2-3 раза, проводят измерения фоновых значений геофизических полей, измеряют естественное электрическое поле, модуль магнитной индукции, горизонтальную магнитную компоненту (H)  электромагнитного поля, повторяют указанные измерения в течение года не менее чем один раз, вводят полученную информацию в электронно-вычислительную машину, выполняют обработку данных посредством использования программных комплексов, интерпретируют и сопоставляют полученные данные между собой и с фоновыми значениями, полученными на подготовительном этапе, получают фактические параметры фронта распространения горения, его скорости и направления.
Для реализации заявленного способа с применением известных методов используют следующие приборы:
В методе естественного электрического поля – в качестве электродов используются неполяризующиеся датчики ACE-84 (Agcos, Канада). Среднеквадратическая ошибка не более ± 3 мВ.
TM
В методе высокоточная магниторазведка - применяются цифровые цезиевые (абсолютные) магнитометры G-859 MineralMag (Geometriсs).
В методе электроразведки зондирования становлением поля в ближней зоне, для возбуждение поля применяют диполь АВ (1 км), ток -40-50 А, длительность импульса 5-10 сек.
Таким образом, с использованием представленных выше приборов, измерительных элементов и источников внешнего электрического поля реализуется описанный далее заявленный способ.
Заявленный способ иллюстрируется следующими примерами, но не исчерпывается ими.
Краткой сущностью заявленного способа является мониторинг, включающий в себя выполнение действий посредством представленных далее методов:
- метода естественного электрического поля;
- метода высокоточной магниторазведки;
- метода электроразведки зондирования становлением поля в ближней зоне.
Указанные методы выполняются в зависимости от целесообразности либо параллельно, либо последовательно в зависимости от наличий на месте оборудования для трёх используемых методов и наличия квалифицированного персонала, владеющего указанными методами. При этом последовательность выполнения операций не имеет существенного значения, т.к. полученные параметры вводятся в персональный компьютер и подвергаются обработке с применением специально разработанного программного комплекса, который производит расчет и выводит требуемые параметры изменения электрических, магнитных полей, которые в сухом остатке и являются конечными и необходимыми данными для достоверного определения положения фронта горения в пласте и скорости распространения горения в пласте.
При этом заявленный способ разделен на этапы:
- подготовительный этап;
- этап измерений.
Подготовительный этап состоит из:
- этапа создания полигона, перекрывающего предполагаемую площадь горения в 2-3 раза,
- проведения измерений фоновых значений геофизических полей.
Этап измерения состоит из:
- измерения естественного электрического поля;
- измерения модуля магнитной индукции;
y
- измерения горизонтальной магнитной компоненты (H) электромагнитного поля.
Указанные выше действия проводятся в течение не менее чем одного - двух раз на одних и тех же точках. Далее на ЭВМ выполняется обработка полученных данных с использованием программного комплекса и требуемых по заявленному способу результатов.
При этом следует акцентировать внимание на том, что дискретность последующих измерений зависит от нескольких существенных параметров - скорости движения фронта горения (ДФГ), глубины залегания разрабатываемого пласта.
Причём, при глубине до 200 м режимные измерения (при скорости ДФГ-1-2 м/с) целесообразно проводить 2 раза в год, при глубинах от 200 м до 1 км и более - 1 раз в год.
ЕП проводится в модификации измерения естественного потенциала электрического поля. Шаг измерения 25-50 м. На каждом разносе проводятся два измерения со сменой электродов.
Измерение модуля магнитной индукции проводятся в тех же точках, где были измерения значений ЕП, с той же дискретностью измерений расстояний между точками измерения, равное 100 м.
y
Возбуждение поля производится с помощью диполя АВ (1 км), ток 40-50 А, длительность импульса 5-10 сек. Измеряется горизонтальная магнитная компонента (H) электромагнитного поля в центре токового диполя АВ.
Все полученные результаты обрабатывают в специализированных программных пакетах, после чего интерпретируют и анализируют совместно, что позволяет максимально достоверно определить положение фронта внутрипластового горения.
При этом целесообразно обратить внимание на то, что использование заявленного способа, в отличие от известных способов измерений магнитных и электрических параметров непосредственно на площади, во много раз увеличивает возможность прослеживания фронта горения и контроля за внутрипластовом горением. Таким образом, применение заявленного способа дает существенные преимущества в связи с охватом большего числа параметров, подвергающихся изменению, в процессе термического воздействия на пласт.
Заявленное техническое решения соответствует критерию «новизна», т.к. из исследованного уровня техники на выявлены изобретения с заявленной совокупностью признаков, представленных в независимом пункте формулы изобретения.
Заявленное техническое решения соответствует критерию «изобретательский уровень», т.к. является неочевидным для специалиста вследствие того, что из исследованного уровня техники не выявлены технические результаты, которые могут быть реализованы с использованием заявленной совокупности признаков, приведенных в независимом пункте формулы заявленного способа.
Заявленное техническое решения соответствует критерию «промышленная применимость», т.к. заявленное техническое решение апробировано в полевых условиях и получено подтверждение заявленных целей, а именно - полученные результаты подтверждают высокую эффективность использования заявленного способа при исследовании внутрипластового горения на скважинах ПАО «Татнефть», АО «Ритэк».