Способ выработки пластов с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов
METHOD FOR PRODUCING FORMATIONS WITH HARD TO RECOVER HYDROCARBON RESERVES

Изобретение относится к физике нефтяного пласта, охране окружающей среды и может быть использовано в экспериментальной физике, а также в гидромеханике при исследованиях характера движения многофазных и многокомпонентных жидкостей через пористые среды.
Известен способ выработки пластов нефтегазовых месторождений (Мееров М.В. Исследование и оптимизация многосвязных систем управления. / Отв. ред. - акад. А.А. Воронов. - М.: Наука, 1986. 236 с.), выполняемый за счет предварительного гидроразрыва пласта и функционирование в упругом режиме эксплуатации залежи путем отбора жидкости из сетки добывающих скважин при оптимальном управлении напора воды в сетке нагнетательных скважин, причем для скважин в поздней стадии разработки месторождений и длительным сроком эксплуатации форсируют отбор жидкости и увеличивают давление поддержки пласта для получения равномерного процесса вытеснения нефти и продвижения фронта обводненности.
Недостатком данного способа выработки пласта в сетке действующих скважин, как многосвязной системы управления, является низкая эффективность функционирования вследствие слабой выработки пласта по направлению локальных участков первичных изолиний гидроразрыва. Для устранения этого вводят дополнительное разбуривание эксплуатируемой сетки скважин, что приводит к неоправданным высоким экономическим затратам. Низкий порог продуктивности эксплуатируемых пластов обусловлен заниженными значениями коэффициентов нефтеизвлечения, который для большинства месторождений остается значительно меньшим величины 0,43. Другой недостаток - плохое начальное приближение при заданном количестве вариаций управления в режиме оптимизации нефтедобычи, связанное с нелинейностью системы «скважина-пласт».
кв
кв
кв
Наиболее близким по технической сущности к изобретению, принятым за прототип, является способ выработки пластов с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов (Баталов С.А. Способ полной выработки пластов нефтегазовых месторождений Патент РФ №2297525. МКИ Е21И 43/20, 43/26, G01V 9/00. БИ №11, 2007), включающий для каждых из предполагаемых скважинных триад  и направлений  в первых из прямых каналов выработки пластов (, при φ=1), а также перекрестных , при φ=2 (или φ=3) определение по данным инклинометрии первичных протяженностей их траекторий  между зонами перфораций скважин при их бурении и обустройстве, формирование множества технологических линеек функций параметров пластов и свойств флюидов при дискретных исследованиях кернов , где  - коэффициенты пористости, трещиноватости и проницаемости во вскрываемых точках залежи в предполагаемых галереях нагнетательных (i) и добывающих (j) скважин ;  - высота пласта во вскрытой глубинной зоне;  - физико-химические свойства пластовых флюидов, гидроразрыв пласта между парами действующих скважин с образованием первых , выполнение гамма и нейтронного каротажей при определении параметров интервалов перфораций и протяженностей зон в первоначальных профилях приемистости воды  вблизи нагнетательных и притоков флюидов  вблизи добывающих скважин, выполнение опытно-промышленной эксплуатации первой пары действующих скважин из первой скважинной триады в прямом , связанной с измерениями дифференциальных и интегральных профилей притока и приемистости, обеспечивающих выявление по зависимости Дюпюи минимальных , максимальных  и номинальных  давлений во время эксплуатации , определение в режиме эксплуатации его количества ψ поддиапазонов  при номинальных давлениях поддержки  на различных его этапах и стадиях выработки, формирование на ранней стадии нефтеизвлечения при непрерывных исследованиях пластов множества технологических линеек  путем корректировки параметров пластов и свойств флюидов в условиях , в зависимости Дюпюи-Форхгеймера определяют в  с некоторой точностью его протяженность  по сравнению с  при непрерывных циклах предварительных исследований и эксплуатации  в разрывных управлениях закачиваемых порций трассирующих меток совместно с рабочим агентом под номинальным давлением эксплуатации , выполнение на промежуточной стадии выработки  гидроимпульсного режима предварительных исследований координат местоположения фронтов обводненности  с условием , где  - пространственные координаты переднего и заднего фронтов обводненности, а также координат местоположения высокопроницаемых участков трещин  и низкопроницаемых продуктивных участков , а также трещиноватых участков  в i-х циклах  за время доставки меток  через квант времени Δτ фильтрационного процесса при чередовании давлении эксплуатации  и  в равноотстоящие точки вдоль всей протяженности  через квант протяженности Δl при описании движения флюида в зависимости Дюпюи-Форхгеймера, формирование на промежуточной стадии нефтеизвлечения множества технологических линеек путем корректировки параметров пластов и свойств флюидов в условиях , определение для всех  количества точек тампонирования  в функции статических характеристик их параметров , где δ - погрешность контроля гидродинамических величин скважинными приборами,  - количество возможных траекторий в прямых , определение числа равнозначных интервалов между точками тампонирования  и координат точек тампонирования вдоль траектории  в , выполнение на ранних этапах поздней стадии нефтеизвлечения циклов доопределения исследований  координат местоположения ,  и тампонирующих точек в гидроимпульсных режимах их работы за время переноса меток , где Δτ - дополнительный квант времени исследований под давлением , где  - давление в , при тампонировании i-ой точки в направлении от добывающей к нагнетательной скважинам, когда параметры и свойства флюидов в нем на протяженности  определяют в скоростях потока по зависимости Буссинеска до его переднего фронта обводненности , а после заднего фронта  - нелинейной части Дюпюи-Форхгеймера, выполнение таких исследований в поздних этапах поздней стадии нефтеизвлечения осуществляют, когда движение флюида до переднего фронта обводненности  описывается выражением Пуазейля, а после заднего фронта  - нелинейной частью Дюпюи-Форхгеймера, при этом длительность паузы в конце цикла  соответствует номинальному режиму эксплуатации , тампонирование первого непродуктивного участка вблизи зоны добывающей скважины в цикле  связано с реализацией длительности времени доставки тампонирующего материала  в первую точку d под давлением , завершение длительности которого означает переход к номинальному режиму эксплуатации  и образованию начальной зоны второго  вблизи зоны добывающей скважины, проведение исследований координат точек и тампонирования участков в направлении от добывающей к нагнетательной скважинам во временном режиме способствует образованию новых  вплоть до полной выработки участка пласта, совмещение режимов эксплуатации, исследований и тампонирования участков пластов в прямых и перекрестных , одновременная выработка многопластовых залежей, кроме этого выполняют тампонаж непродуктивных изолиний между раздельными участками пласта и/или между многопластовыми залежами и/или непродуктивными связями с внешней средой, например, с водоносным горизонтом пресной воды и/или поверхности почвы.
Недостатком такого способа является низкая точность исследования координат местоположения и геометрических параметров трещиноватых участков КВП в зависимости от продвижения фронта обводненности эксплуатируемого пласта. Другой недостаток - отсутствие условий проверки идентичности координат местоположения тампонируемых участков КВП и условий доставки тампонажного материала в зависимости от продвижения фронта обводненности эксплуатируемого пласта. Узкие функциональные возможности способа обусловлены низкой достоверностью определения протяженностей изолиний различных КВП в зависимости от продвижения фронта обводненности эксплуатируемого пласта.
В направлении реализации данного технического решения авторам известен способ выработки пластов с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов (Авт. св. СССР №1263826. Способ определения остаточной нефтенасыщенности. МКИ G01V 9/00), где низкопродуктивные участки КВП тампонируют в обратном направлении - возле интервала перфорации добывающей скважины при ее простаивании. При этом остановка работы действующих скважин приводит к нарушению первичного скелета пласта, и тем самым - понижению точности разработки исследуемого нефтегазового месторождения. Другой недостаток способа - отсутствие учета влияющих факторов при определении реологических параметров продуктивного пласта при выборе оптимальных параметров его эксплуатации по всей залегаемой области, что характеризует узкие функциональные возможности данного способа.
Задача изобретения - повышение эффективности нефтеизвлечения из продуктивных пластов нефтегазовых месторождений.
кв
кв
вк
Поставленная задача достигается тем, что в известном способе выработки продуктивных пластов нефтегазовых месторождений, включающем для каждых из предполагаемых скважинных триад  и направлений  в первых из прямых каналов выработки пластов ( при φ=1), а также перекрестных  при φ=2 (или φ=3) определение по данным инклинометрии первичных протяженностей их траекторий  между зонами перфорации скважин при их бурении и обустройстве, формирование множества технологических линеек функций параметров пластов и свойств флюидов при дискретных исследованиях кернов , где ,  и  - коэффициенты пористости, трещиноватости и проницаемости во вскрываемых точках залежи в предполагаемых галереях нагнетательных (i) и добывающих (j) скважин ;  - высота пласта во вскрытой глубинной зоне;  - физико-химические свойства пластовых флюидов, гидроразрыв пласта между парами действующих скважин с образованием первых , выполнение гамма и нейтронного каротажей при определении параметров интервалов перфораций и протяженностей зон в первоначальных профилях приемистости воды  вблизи нагнетательных и притоков флюидов  вблизи добывающих скважин, выполнение опытно-промышленной эксплуатации первой пары действующих скважин из первой скважинкой триады в прямом , связанной с измерениями дифференциальных и интегральных профилей притока и приемистости, обеспечивающих выявление по зависимости Дюпюи минимальных , максимальных  и номинальных  давлений во время эксплуатации , определение в режиме эксплуатации его количества ψ поддиапазонов  при номинальных давлениях поддержки  на различных его этапах и стадиях выработки, формирование на ранней стадии нефтеизвлечения при непрерывных исследованиях пластов множества технологических линеек  путем корректировки параметров пластов и свойств флюидов в условиях , в зависимости Дюпюи-Форхгеймера определяют в  с некоторой точностью его протяженность  по сравнению с  при непрерывных циклах предварительных исследований и эксплуатации  в разрывных управлениях закачиваемых порций трассирующих меток совместно с рабочим агентом под номинальным давлением эксплуатации , выполнение на промежуточной стадии выработки  гидроимпульсного режима предварительных исследований координат местоположения фронтов обводненности  с условием , где  и  - пространственные координаты переднего и заднего фронтов обводненности, а также координат местоположения высокопроницаемых участков трещин  и низкопроницаемых продуктивных участков , а также трещиноватых участков  в i-х циклах  за время доставки меток  через  квант времени Δτ фильтрационного процесса при чередовании давлении эксплуатации  и  в равноотстоящие точки вдоль всей протяженности  через квант протяженности Δl при описании движения флюида в зависимости Дюпюи-Форхгеймера, формирование на промежуточной стадии нефтеизвлечения множества технологических линеек путем корректировки параметров пластов и свойств флюидов в условиях , определение для всех  количества точек тампонирования  в функции статических характеристик их параметров , где δ - погрешность контроля гидродинамических величин скважинными приборами,  - количество возможных траекторий в прямых , определение числа равнозначных интервалов между точками тампонирования  и координат точек тампонирования вдоль траектории  в , выполнение на ранних этапах поздней стадии нефтеизвлечения циклов доопределения исследований  координат местоположения ,  и тампонирующих точек в гидроимпульсных режимах их работы за время переноса меток , где Δτ - дополнительный квант времени исследований под давлением , где  - давление в  при тампонировании i-ой точки в направлении от добывающей к нагнетательной скважинам, когда параметры и свойства флюидов в нем на протяженности  определяют в скоростях потока по зависимости Буссинеска до его переднего фронта обводненности , а после заднего фронта  - нелинейной части Дюпюи-Форхгеймера, выполнение таких исследований в поздних этапах поздней стадии нефтеизвлечения осуществляют, когда движение флюида до переднего фронта обводненности  - описывается выражением Пуазейля, а после заднего фронта  - нелинейной частью Дюпюи-Форхгеймера, при этом длительность паузы в конце цикла  соответствует номинальному режиму эксплуатации , тампонирование первого непродуктивного участка вблизи зоны добывающей скважины в цикле  связано с реализацией длительности времени доставки тампонирующего материала  в первую точку d под давлением , завершение длительности которого означает переход к номинальному режиму эксплуатации  и образованию начальной зоны второго  вблизи зоны добывающей скважины, проведение исследований координат точек и тампонирования участков в направлении от добывающей к нагнетательной скважинам во временном режиме способствует образованию новых  вплоть до полной выработки участка пласта, совмещение режимов эксплуатации, исследований и тампонирования участков пластов в прямых и перекрестных , одновременная выработка многопластовых залежей, кроме этого выполняют тампонаж непродуктивных изолиний между раздельными участками пласта и/или между многопластовыми залежами и/или непродуктивными связями с внешней средой, например, с водоносным горизонтом пресной воды и/или поверхности почвы.
Новыми признаками изобретения являются дополнительное введение режима уточненных исследований, определение числа тампонирующих точек в функции динамических характеристик параметров , а также различные описания движения глубинных потоков жидкостей в различных координатах фронтов обводненностей в  при совмещенных режимах эксплуатации, исследований и тампонирования, когда при переходе от ранних и промежуточных стадий на ранние этапы поздней стадии выработки прямого   определяют параметры потоков флюида до фронта обводненности  по соотношению Буссинеска, а после него  - по выражению Дюпюи-Форхгеймера применительно к непрерывно выполняемым гидроимпульсным циклам i уточненных исследовании  координат трещин и тампонирующих точек  в  за время доставки меток  под давлением , при этом последующая пауза в цикле соответствует эксплуатации  под давлением , определяют общее количество тампонирующих точек для различных  как функцию динамических характеристик , где  - параметр переходного процесса от изменения давлений тампонажа, и при сопоставлении с проверочными расчетами числа тампонирующих точек в функции статических характеристик  выявляют действующее значение общего числа тампонирующих точек в соотношении , определяют порядок следования тампонирующих точек , неравнозначные интервалы между которыми для  выражаются в виде , при переходе на промежуточные этапы поздней стадии выработки прямых  выполняют анализ параметров потоков до фронта обводненности  по соотношениям Буссинеска, а после него  - нелинейной части Дюпюи-Форхгеймера, обеспечивающий выполнение l-го цикла доопределения исследований  координат местоположения окрестности последней d-точки тампонирования вблизи добывающей скважины за время доставки меток  под давлением  с формированием и корректировкой их параметров в множестве технологических линеек , при этом последующая пауза в цикле соответствует режиму эксплуатации  под давлением , в начале позднего этапа поздней стадии выработки  выполняют 1-ый цикл тампонирования  d-точки, близлежащей к зоне добывающей скважины  за время доставки тампонирующего материала  в точку под давлением  при описании потоков флюидов до фронта обводненности  по соотношениям Пуазейля, а после него  - нелинейной части Дюпюи-Форхгеймера, завершение тампонирования обеспечивает переход к номинальному режиму эксплуатации  под давлением  и образование первой конечной зоны , формируемой вблизи добывающей скважины, эксплуатацию конечной зоны  выполняют совместно с предшествующими n-1 зонами , аналогично вышерассмотренному при проведении режимов предварительных исследовании в циклах  и уточненных исследовании в циклах  на участках, примыкающих к , выполняют второй цикл доопределений  координаты (d-1) точки тампонажа за время доставки  - скорректированное значение кванта времени, под давлением , при этом последующая пауза в цикле соответствует номинальному режиму эксплуатации , выполняют второй цикл предварительных и уточненных исследований, а также исследований доопределений местоположения (d-1) точки тампонажа аналогично рассмотренному с последующим ее тампонированием за время доставки тампонирующего материала  координату , где ,  - скорректированный интервал между точками  и  под давлением , завершение времени  означает переход к номинальному режиму эксплуатации  под давлением  и расширение его первой конечной зоны, выполнение остальных циклов доопределений  и тампонажа  в функционально развивающемся  по направлению от добывающей к нагнетательной скважинам реализуется аналогично с образованием второго полнофункционального  в общей протяженности  при увеличении поминальных давлении его поддержки , при этом выполнение циклов доопределений  и тампонажа  в  совмещают с режимами эксплуатации вплоть до образование следующего  и т.д. до полной выработки всех траекторий  в прямых , аналогично рассмотренному выполняют выработку всех прямых  на завершающих стадия нефтеизвлечения выполняют выработку всех перекрестных  аналогично рассмотренному, формируют множество технологических линеек  с последующей их корректировкой параметров пластов в условиях , что служит основой реализации стадии ликвидации эксплуатируемого объекта на месторождении, причем осуществление режимов доопределения исследований и тампонирования вырабатываемых участков  с высоковязкими нефтяными флюидами в трещиновато-пористых пластах выполняют с описанием движения потоков пластовых флюидов по зависимости Пуассона вместо выражения Пуазейля. При этом в реализации способа мелкотрещинные участки в  входят в множество продуктивных участков и характеризуются одноцикловым тампонированием, а крупнотрещинные участки находятся в соотношении  и характеризуются многоцикловым тампонированием задних и передних их границ в условиях образования равномерных профилей сечений  вдоль их протяженностей. Кроме того, при выработке продуктивных пластов с высоковязкими нефтяными флюидами в режиме уточненных исследований выполняют доставку порций трассирующих меток растворителей в продуктивные участки при последующем фиксировании их в добывающих скважинах одновременно с повышением концентраций нефтесодержания, а при доставке их в трещиноватые участки и последующем фиксировании в добывающих скважинах контролируют незначительные изменения концентраций нефтесодержания. Кроме этого при выработке продуктивных пластов с высоковязкими нефтяными флюидами доставку тампонирующего материала выполняют в среде растворителя нефти в части рабочего агента. При этом выработку пласта вначале выполняют в перекрестных  с невзаимовлияющими скважинами i+l, j и i, j+1, а также i-1, j и i, j-1 , а образуемые участки пласта с остаточной нефтенасыщенностью подвергают нефтеизвлечению на основе прямых  со скважинами i, j и i-1, j-1, а также i+1, j+1.
Таким образом, заявляемый способ соответствует критерию "новизна". Заявителю неизвестны технические решения, содержащие сходные признаки, отличающие заявляемое решение от прототипа, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого решения критерию "Изобретательский уровень".
На фиг. 1 изображена схема триадной структуры сетки эксплуатационных скважин.
На фиг. 2 представлена схема взаимодействия эксплуатационных скважин, вскрывающих продуктивный пласт.
На фиг. 3 изображена временная диаграмма сигналов управления насосным оборудованием нагнетательной скважины.
На фиг. 4 представлена схема иллюстрации эволюционного развития процесса нефтеизвлечения на участке продуктивного пласта.
На фиг. 5 представлена схема выработки участка пласта.
i
j
5
5
5
4
5
6
На фиг. 1 условно изображена схема вскрытия и эксплуатации продуктивного пласта по площади в направлении от водонагнетательных (HC) к нефтедобывающим (ДC) скважинам. В приведенной схеме функционирование скважин осуществляется в триадных структурах  за счет трех различных видов связей (направлений) . Например HC имеет прямую связь (φ=1) с одинаково нумерованной ДС при наименьшей протяженности траектории с образованием прямого канала выработки пласта (КВП). Нисходящая перекрестная связь (φ=2) с ДС обеспечивает взаимодействие с предшествующей скважинной триадой за счет соединения с ДС, а восходящая перекрестная связь (φ=3) с ДС - с последующей скважинной триадой за счет соединения с ДС.
1
3
4
6
1
3
4
6
2
5
8
2
5
8
При наличии нескольких траекторий  в межскважинных связях имеет место обобщенное обозначение канала выработки пласта . Так как в схеме используется обозначение первичных траекторий межскважинных взаимодействий, то для заданного примера можно обозначить описание прямого , нисходящего  и восходящего  перекрестных каналов. При этом незаштрихованные контуры скважин (НС, НС, НС, НС …, ДС ДС, ДС, ДС …) означают возможность выполнения непрерывного режима функционирования, а заштрихованные (НС, НС, HC …, ДС, ДС, ДС) - гидроимпульсный режим функционирования. В процессе полной выработки продуктивных пластов скважины с заштрихованными областями могут перемещаться вдоль нагнетательной и добывающей галерей, чем обеспечивается принцип автономности контуров в системе управления процессом нефтеизвлечения (СУ ПН).
н
к
в
н
к
к
o
о
c
ф
р
фо
фо
фо
фо.
фо-
фо+
На фиг. 2 изображена схема взаимодействия эксплуатационных скважин, вскрывающих продуктивный пласт, используются следующие обозначения: I -непродуктивная (выработанная) часть КВП в пласте 1 с высотой (мощностью) H, характеризующая ее протяженность l; II - продуктивная часть КВП, характеризующая ее протяженность l; нагнетательная скважина 2 с дебитом воды Q и добывающая скважина 3 с дебитом нефти Q; насосно-компрессорные трубы 4 и скважинные приборы 5 (СП); каротажный кабель 6 и каротажная станция 7. К основным характеристикам относятся: Р - давление в горизонте у контура питания; R - радиус депрессионной воронки; S - понижение уровня жидкости после форсированного отбора; Р - давление в горизонте после форсированного отбора скважинной жидкости; r - радиус скважины в интервале перфорации; R - межскважинное расстояние; ν - скорость фильтрации жидкости в пористом скелете пласта. Сплошными линиями КВП в зоне I пласта обозначены его высокопроницаемые участки, описываемые гидродинамическими моделями радиального ν и плоско-радиального ν движения жидких сред, а в зоне II пласта - штрихпунктирными линиями обозначена область его фильтрации. При этом граница этих зон I и II отображается в характеристике координат фронтов обводненности l с условием l<l<l, где l и l - координаты переднего и заднего фронтов обводненности.
На Фиг. 3 указана временная диаграмма функционирования управляемого насосного оборудования НС в составе СУ ПН (Баталов С.А. Синтез многоинтервальной структуры многосвязной системы нефтеизвлечения для полной выработки ликвидируемых месторождений // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2008. - №7. - С. 27-35.), составленная с учетом совмещения режимов эксплуатации, исследований и тампонирования различных участков КВП. На этой диаграмме по оси времени t условно обозначены нулевыми уровнями (паузами) цикловые импульсные сигналы, означающие выполнение номинального режима эксплуатации (нефтеизвлечения) первого  при поддержке номинальных величин пластовых давлений . При этом только лишь на ранней стадии нефтеизвлечения под давлением  осуществляется совмещение непрерывных циклов предварительных исследований и эксплуатации  в разрывных управлениях закачиваемых порций трассирующих меток совместно с рабочим агентом.
В промежуточных стадиях нефтеизвлечения для разных гидроимпульсных циклов предварительных исследований  различных участков  длительности доставок меток  различны и рассчитаны на поддержку одинаковых величин максимальных значении давлении эксплуатации .
В ранних этапах поздней стадии нефтеизвлечения величины времени циклов уточненных исследовании  реализуются в диапазоне пластовых давлении от  до величин минимальных значении давлении тампонажа  в . Величины времени циклов доопределения исследований  и тампонирования  участков  в последовательном чередовании равны и выполняются при различных давлениях , когда максимальные значения давления тампонирования  меньше давления гидроразрыва  в .
а
На Фиг. 4 представлена графическая интерпретация эволюционного процесса нефтеизвлечения участка пласта с одной парой взаимодействующих НС и добывающей ДС на примере сечения профиля первого  (Фиг. 4,  ÷ Фиг. 4, б) и последующим образованием сечения (конечной зоны) профиля второго  (Фиг. 4, к). В таблице 1 представлен перечень условных графических обозначений для реализации схемы по Фиг. 4.
1
На этой схеме во внутренней полости  условно изображены 3 трещиноватых интервалов (высокопроницаемых участков пластов) в следующей последовательности обозначений в направлении от HС:  - задний участок первого интервала;  - передний участок первого интервала;  - задний участок второго интервала;  - передний участок второго интервала;  - задний участок третьего интервала;  - передний участок третьего интервала.
i
j
i
j-1
i
j+1
На Фиг. 5 изображена схема сечения профиля участка пласта на примере взаимодействия нагнетательной (HC) и добывающей (ДС) скважин с образованием нескольких (13-ти) траекторий в прямом , а также одном нисходящем (восходящем) направлении между скважинами HC и ДС (HC и ДС) в .
Особенность разработки нефтегазовых месторождений в условиях полной выработки продуктивных пластов осуществляется в разрывных управлениях их непрерывных и гидроимпульсных режимов эксплуатации, а также исследований координат местоположения высокопроницаемых участков КВП и изоляции (тампонирования) их непродуктивных участков. Поэтому функционирование продуктивного пласта выполняется в автономных контурах триадных структур сеток действующих скважин (Фиг. 1), что позволяет исключить условия взаимовлияния (интерференцию скважин) прямых и перекрестных КВП. В зависимости от длительности стадий разработки нефтегазового месторождения продвижение фронта обводненности одного из КВП на границе зоны высокопроницаемых участков I с зоной низкопроницаемых участков II можно описать выражением (Баталов С.А. Способ полной выработки пластов нефтегазовых месторождений. Патент РФ №2297525. МКИ Е21И 43/20, 43/26, G01V 9/00. БИ №11, 2007):
в
i
где ρ - плотность пластовой воды; z - координата расстояния в направлении от нагнетательной к добывающей скважине; Q - дебиты скважинной продукции.
н
Выражение (1) описывает движение потока в пласте только одного рабочего агента без учета вытесняемой нефти с плотностью ρ. Для устранения неопределенности физической природы среды в процессе определения протяженности траектории l в КВП используется метод трассирующих меток инородных формаций. Например, на ранней стадии разработки пласта с высоким нефтенасыщением используются порции закачиваемых меток в виде линзы соленых вод (насыщенных солями NaCl). Такие метки отличаются высокими значениями электропроводности, регистрируемыми в ДС индукционными скважинными приборами. И наоборот, для поздней стадии разработки высокообводненных пластов применяются в качестве меток дистиллированная вода. Для повышения воспроизводимости измерений и регистрации меток в ДС используются разнообразные их виды: радиоизотопы, феррожидкости, тепловые метки, и т.д., а также многокомпонентные жидкости, имеющие различные физико-химические параметры по отношению к параметрам нефтяного флюида.
в
фо
вуп
В связи с тем, что выходными величинами СУ ПН являются значения фронта продвижения фильтрующейся среды ∂ρ/∂t, тогда пространственное изображение его можно представить через координату межскважинной длины КВП l в виде функционала . Использование меток в разрывно-координатных управлениях нефтевытеснения позволяет устранить неопределенность при выявлении пространственно-временных координат местоположения фронта обводненности l и высокопроницаемых участков l(зон) пласта с гидроимпульсным методом функционирования КВП. Если длительность и амплитуда импульсов пластовых давлений позволяет исключить неопределенность выполнения режимов исследований координат непродуктивных участков пластов и их изоляцию (тампонирование), то длительность паузы каждого цикла нефтевытеснения обеспечивает совместимость системы с режимом ее эксплуатации.
Для совмещения режимов эксплуатации, исследований и тампонажа непродуктивных участков КВП используется комбинационно-нелинейный алгоритм фильтрации пласта с учетом статических, динамических и квазидинамических его свойств (Баталов С.А. Системный подход к построению модели полной выработки нефтяных пластов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2008. - №1. - С. 18-23):
0
0
п
и
1л.ф.
к.у.
z
фо-
фо+
пв
пф
пв
р
н
пв
вз
вз
x
пф
р
к
нз
пф
нз
ф
где Q(t) - заранее подобранная функция дебита в после стадии запуска скважин; P(t) - задающая величина первоначального значения давления поддержки пласта; P(t) - текущие значения пластовых давлений; К и К - коэффициенты пропорциональной и интегральной отработки, соответственно; S - коэффициент отработки поинтервально-временного регулирования; K - единичный коэффициент отработки линейного режима фильтрации; K - коэффициент отработки режима квазиуправления; l - текущая координата l КВП в зависимости от времени t и пространства z; l. (l) - расстояние между фронтом обводненности и l(l); l - протяженность профиля приемистости воды в зоне перфорации НС с радиальной структурой скорости потока ν (Фиг. 2), когда l=l+l; l - протяженность высокопроницаемой зоны I КВП с плоской структурой скорости по тока ν; l - протяженность профиля притока флюида в зоне перфорации ДС с радиальной структурой скорости потока ν, когда l=l+l; l - протяженность низкопроницаемой зоны II КВП с радиальной структурой скорости фильтрации потока ν.
ф
ф
х
К основным расчетным соотношениям для коэффициентов проницаемости k, фильтрации k и пористости m пласта, а также скорости фильтрации ν и скорости потока ν в КВП (Фиг. 2) относятся:
где μ и ρ - динамический коэффициент вязкости и плотность флюида.
пв
пф
р
Для определения протяженностей объемных зон перфораций l и l, а также выработки принятия решений для вывода скважин на капитальный ремонт используется определение радиальных скоростей скважинных потоков ν в зависимости Дюпюи:
где ΔР - разность пластового давления.
р
По мере продвижения фронта обводненности КВП в направлении от нагнетательной скважины радиальное движение потока ν переходит в плоскорадиальное ν движение, выражаемое в зависимости Буссинеска
или в зависимости Пуазейля
2
где в - параметры щели в КВП.
Для определения скважинных расходных дебитов используется зависимость Пуассона:
ф
Соотношение для коэффициента проницаемости k и скорости фильтрации ν, в жизненном цикле продуктивного пласта, выражается уравнением Дюпюи-Форхгеймера:
Первое слагаемое в правой части (8) учитывает потери давления из-за вязкости жидкости, второе - инерционную составляющую сопротивления движению жидкости вследствие кривизны поровых каналов. При малых скоростях фильтрации квадратом скорости  можно пренебречь и тогда градиент давления будет зависеть от первого слагаемого (движение будет безинерционным в соответствии линейному закону Дарси). При больших скоростях фильтрации силы инерции будут сопоставимы и даже преобладать над силами вязкого сопротивления.
Сущность функционирования устройств для реализации данного способа заключается в следующем. После планирования разработки нефтегазового месторождения осуществляется размещение скважин, связанное с выбором формы и плотности сетки скважин (Фиг. 1) преимущественно триадных структур , а также числом направлений скважинных связей  с учетом возможных траекторий  с протяженностями  при образовании предполагаемых первых прямых  и/или нисходящих (восходящих) перекрестных каналов .
По мере увеличения глубины скважин расстояние между их устьями L с большими погрешностями не совпадают с расстояниями между их зонами перфораций по первичным траекториям  в соответствующих . Поэтому в результате бурения и обустройства скважин (Фиг. 2) определяются расстояния между вскрытыми глубинными зонами пласта по данным инклинометрии  путем вычислений. На этой же стадии формируются технологические линейки функций параметров пластов при дискретных исследованиях кернов (например, при геолого-технологических исследованиях, пробоотборников или иными комплексами геофизических исследований скважин) в статической характеристике параметров пласта и физико-химических свойств пластовых флюидов:
где ,  и  - коэффициенты пористости, трещиноватости и проницаемости во вскрываемых точках залежи в предполагаемых галереях нагнетательных (i) и добывающих (j) скважин ;  - высота пласта во вскрытой глубинной зоне;  - вычисляемые значения расстояний между скважинными зонами перфораций;  - физико-химические свойства пластовых флюидов в виде плотностей, вязкостей, сжимаемостей, нефте- и водонасыщенностей и т.д.
После гидроразрыва пласта в сетке скважин и образовании водонапорного режима его работы в первичных  выполняют спуск СП до забоев скважин (см. Фиг. 2). Во время протяжки СП вдоль интервалов перфораций выполняют гамма каротаж (СП типа ГГП-28) для определения границ и несовершенства целевых размеров зон перфораций (скин-фактора), а также импульсный нейтронный каротаж (СП типа ИГН-36) для определении начальной нефтенасыщенности пласта, протяженностей зон в первоначальных профилях приемистости воды  вблизи НС и притоков флюидов  вблизи ДС.
В опытно-промышленной эксплуатации, например, первой пары действующих скважин из первой скважинной триады в прямом , с помощью СП измеряют дифференциальные и интегральные профилей притока и приемистостей скважинных дебитов жидкостей и корректируют их по коэффициентам сжимаемости, теплового расширения и растворимости газа (А.с. 1327614 СССР. МКИ Е21В 47/00. Способ исследования продуктивных интервалов нефтяных пластов / Баталов С.А. // БИ - 1987. №27). По скорректированным этим профилям определяют в зависимости Дюпюи величины минимальных , максимальных  и номинальных во время эксплуатации  давлений в одном из  (см. Фиг. 3). Определяют в режиме эксплуатации количества ψ поддиапазонов  номинальных давлений поддержки  для реализации различных этапов в ранней, промежуточной, поздней и завершающей его стадиях выработки.
На ранней стадии разработки продуктивного пласта формируют с учетом выражения (9) множество технологических линеек функций параметров пластов и свойств флюидов при непрерывных исследованиях пластов  в зависимости
Множества зависимости (10) используют для корректировки параметров пластов и протяженностей первичных изолиний, например, . В зависимости Дюпюи-Форхгеймера для скорости фильтрации и постоянстве времени прохождения трассирующих меток по  уточняют его протяженность  при непрерывных циклах предварительных исследований и эксплуатации  в разрывных управлениях закачиваемых дебитов трассирующих меток с дебитами рабочих агентов под одним и тем же номинальным давлением эксплуатации .
кв
кв
а
На промежуточных стадиях выработки  осуществляется гидроимпульсный режим предварительных исследований координат местоположения фронтов обводненности  с условием  где  и  пространственные координаты переднего и заднего фронтов обводненности, а также координат местоположения высокопроницаемых участков трещин  и низкопроницаемых продуктивных участков , а также трещиноватых участков  (см. Фиг. 4) в i-х циклах  за время доставки меток  через квант времени Δτ фильтрационного процесса при чередовании давлений эксплуатации  и  в равноотстоящие точки вдоль всей протяженности  через квант протяженности Δl при описании движения флюида в зависимости Дюпюи-Форхгеймера, формирование на промежуточных стадиях нефтеизвлечения множества технологических линеек путем корректировки параметров пластов и свойств флюидов в условиях , определение для всех  количества точек тампонирования  в функции статических характеристик их параметров , где δ - погрешность контроля гидродинамических величин скважинными приборами,  - количество возможных траекторий в прямых , определение числа равнозначных интервалов между точками тампонирования  и координат точек тампонирования вдоль траектории  в  (см. Фиг. 4, ).
На ранних этапах поздней стадии выработки  выполняются уточненные исследования его параметров, когда до фронта обводненности  используется соотношение Буссинеска (5), а после него  - Дюпюи-Форхгеймера (8):
кв
кв
В i-ом цикле  уточненных исследований координат трещиноватых участков и тампонирующих точек  в  осуществляется доставка меток за время доставки  под давлением ,что позволяет скорректировать условия квантования во времени Δτ и пространстве Δl при выполнении разрывных управлений. При этом каждая последующая пауза в цикле соответствует эксплуатации .
При этом координаты фронта обводненности , находятся при фиксированных шагах квантования во времени Δτ, как функция , где  - шаг квантования протяженности  в гидроимпульсном режиме предварительных исследовании,  - шаг квантования протяженности  в гидроимпульсном режиме уточненных исследований. В соответствии выражениям (10) и (11) получается соотношение до заднего и переднего фронтов обводненности
Определение общего количества тампонирующих точек для различных  как функцию динамических характеристик , где  - параметр переходного процесса от изменения давлений тампонажа, и при сопоставлении с проверочными расчетами числа тампонирующих точек функции статических характеристик  выявляют действующее значение общего числа тампонирующих точек в соотношении , определяют порядок следования тампонирующих точек , неравнозначные интервалы между которыми для  выражаются в виде .
При переходе на промежуточные этапы поздней стадии нефтеизвлечения осуществляется уточнение координат местоположения высокопроницаемых трещиноватых сред  и низкопроницаемых продуктивных участков . При этом до фронта обводненности  движение потока пластовой жидкости описывается в зависимости Буссинеска (5), а после него  - в нелинейной части зависимости Дюпюи-Форхгеймера (8):
Такие исследования обеспечиваются за счет выполнения 1-го цикла доопределения исследований  координат местоположения окрестности последней d-точки тампонирования вблизи ДС за время доставки меток  под давлением  с формированием и корректировкой их параметров в множестве технологических линеек , при этом последующая пауза в цикле соответствует режиму эксплуатации  под давлением .
Переход на завершающие этапы поздней стадии нефтеизвлечения осуществляется с проведением операций тампонирования выработанных  в направлении от НС к ДС. При этом до фронта обводненности  осуществляется описание параметров потоков в соотношении Пуазейля (6), а после него  - нелинейной частью Дюпюи-Форхгеймера (8):
Начало первого цикла тампонирования  связано с изоляцией d-точки, близлежащей к зоне добывающей скважины  за время доставки тампонирующего материала  в точку под давлением  (см. Фиг. 4, б) Завершение тампонирования обеспечивает переход к номинальному режиму эксплуатации  под давлением  и образование первой конечной зоны , формируемой вблизи добывающей скважины. Эксплуатацию конечной зоны  выполняют совместно с предшествующими n-1 зонами , аналогично вышерассмотренному при проведении режимов предварительных исследований в циклах  и уточненных исследовании в циклах  на участках, примыкающих к .
После этого выполняют второй цикл доопределений  координаты (d-1) точки тампонажа за время доставки , где  - скорректированное значение кванта времени, под давлением . Причем каждая последующая пауза в цикле соответствует номинальному режиму эксплуатации . Затем выполняют второй цикл предварительных и уточненных исследований, а также исследований доопределений местоположения (d-1) точки тампонажа аналогично рассмотренному с последующим ее тампонированием (см. Фиг. 4, в) под давлением , за время доставки тампонирующего материала  в координату , где  - скорректированный интервал между точками  и .
Завершение времени  означает переход к номинальному режиму эксплуатации  под давлением  и расширение его первой конечной зоны. Выполнение остальных циклов доопределений  и тампонажа  в функционально развивающемся  (см. Фиг. 4, ж÷и) по направлению от добывающей к нагнетательной скважинам реализуется аналогично с образованием второго полнофункционального  (см. Фиг. 4, к) в общей протяженности  при увеличении номинальных давлений его поддержки . При этом выполнение циклов доопределений  и тампонажа  в  совмещают с режимами эксплуатации вплоть до образование следующего  и т.д. до полной выработки всех траекторий  в прямых . Аналогично рассмотренному выполняют выработку всех прямых .
Аналогично рассмотренному выполняются завершающие стадии нефтеизвлечения при выработке перекрестных  (см. Фиг. 5), причем для относительно слоисто- и зонально-однородных сред  количество их траекторий ϑ совпадает с числом ψ(ϑ=ψ) номинальных величин давлений эксплуатации, а в неоднородных структурах  соблюдается соотношение ϑ<ψ, формируются множество технологических линеек  с последующей их корректировкой параметров пластов в условиях , что служит основой реализации стадии ликвидации эксплуатируемого объекта на месторождении, причем осуществление режимов доопределения исследований и тампонирования вырабатываемых участков  с высоковязкими нефтяными флюидами в трещиновато-пористых пластах выполняют с описанием движения потоков пластовых флюидов по зависимости Пуассона вместо выражения Пуазейля.
В реализации способа мелкотрещинные участки в  входят в множество продуктивных участков и характеризуются одноцикловым тампонированием, а крупнотрещинные участки находятся в соотношении  и характеризуются многоцикловым тампонированием задних и передних их границ в условиях образования равномерных профилей сечений  вдоль их протяженностей. Кроме того, при выработке продуктивных пластов с высоковязкими нефтяными флюидами в режиме уточненных исследований выполняют доставку порций трассирующих меток растворителей в продуктивные участки при последующем фиксировании их в добывающих скважинах одновременно с повышением концентраций нефтесодержания, а при доставке их в трещиноватые участки и последующем фиксировании в добывающих скважинах контролируют незначительные изменения концентраций нефтесодержания.
Кроме этого при выработке продуктивных пластов с высоковязкими нефтяными флюидами доставку тампонирующего материала выполняют в среде растворителя нефти в части рабочего агента. При этом выработку пласта вначале выполняют в перекрестных  с невзаимовлияющими скважинами i+l, j и i, j+1, а также i-1, j и i, j-1 , а образуемые участки пласта с остаточной нефтенасыщенностью подвергают нефтеизвлечению на основе прямых  со скважинами i, j и i-1, j-1, а также i+1, j+1.
Таким образом, способ выработки пластов с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов осуществляется на основе устройства его реализации с проведением следующей последовательности операций.
В процессе бурения и обустройства скважин определяют по данным инклинометрии отклонения величин первичных протяженностей , между их зонами перфораций каждых из предполагаемых скважинных триад ζ,  и направлений  в первых из прямых каналов выработки пластов (, при φ=1), а также перекрестных  при φ=2 (или φ=3). Формируют на основе выражения (9) множества технологических линеек функций параметров пластов и свойств флюидов при дискретных исследованиях кернов  гидроразрыв пласта между парами действующих скважин с образованием первых . Выполняют гамма и нейтронный виды каротажей при определении параметров интервалов перфораций и протяженностей зон в первоначальных профилях приемистости воды  вблизи нагнетательных и притоков флюидов  вблизи добывающих скважин.
После гидроразрыва пласта в сетках скважин и образовании водонапорного режима его работы в первичных  выполняют спуск СП до забоев скважин. Во время протяжки СП вдоль интервала перфорации выполняют гамма каротаж для определения геометрических параметров щелей зон перфораций, а также импульсный нейтронный каротаж для определении начальной нефтенасыщенности пласта, протяженностей зон в первоначальных профилях приемистости воды  вблизи НС и притоков флюидов  вблизи ДС.
В опытно-промышленной эксплуатации первой пары действующих скважин из первой скважинной триады в прямом , связанной с измерениями дифференциальных и интегральных профилей притока и приемистости, обеспечивающих выявление по зависимости Дюпюи минимальных , максимальных  и номинальных  давлений во время эксплуатации . Определяют в режиме эксплуатации количества ψ поддиапазонов  при номинальных давлениях поддержки  на различных его этапах и стадиях выработки.
На ранней стадии нефтеизвлечения формируют множество технологических линеек функций параметров пластов и свойств флюидов при непрерывных методах исследований . В соответствии выражению (10) множества зависимостей  используют для корректировки параметров пластов. В зависимости Дюпюи-Форхгеймера для скорости фильтрации и постоянстве времени прохождения кассирующих меток по  выполняют непрерывные циклы предварительных исследований и эксплуатации  в разрывных управлениях закачиваемых порций трассирующих меток совместно с рабочим агентом под номинальным давлением эксплуатации с целью поправки протяженностей траекторий .
кв
кв
На промежуточной стадии выработки  выполняют гидроимпульсный режим предварительных исследований координат местоположения фронтов обводненности , а также координат местоположения высокопроницаемых участков трещин  и низкопроницаемых продуктивных участков , а также трещиноватых участков . Это осуществляется в i-х циклах  за время доставки меток  через квант времени Δτ фильтрационного процесса при чередовании давлений эксплуатации  и  в равноотстоящие точки вдоль всей протяженности  через квант протяженности Δl. При этом движение флюида описывают в зависимости Дюпюи-Форхгеймера.
В этой промежуточной стадии описание движения флюида выполняют в зависимости Дюпюи-Форхгеймера. Формируют множества технологических линеек путем корректировки параметров пластов и свойств флюидов в условиях . Определяют для всех  количество точек тампонирования  в функции статических характеристик их параметров , где δ - погрешность контроля гидродинамических величин скважинными приборами,  - количество возможных траекторий в прямых . При этом выявляют числа равнозначных интервалов между точками тампонирования  и координат точек тампонирования вдоль траектории  в .
На ранних этапах поздней стадии определяют параметры потоков флюида до фронта обводненности  по соотношению Буссинеска, а после него  - по выражению Дюпюи-Форхгеймера применительно к непрерывно выполняемым гидроимпульсным циклам i уточненных исследовании  координат трещин и тампонирующих точек  в . Это осуществляют за время доставки меток  под давлением  Причем каждая последующая пауза в цикле соответствует эксплуатации  под давлением .
Определяют общее количество тампонирующих точек для различных  как функцию динамических характеристик , , где  - параметр переходного процесса от изменения давлений тампонажа. При сопоставлении с проверочными расчетами числа тампонирующих точек в функции статических характеристик  выявляют действующее значение общего числа тампонирующих точек в соотношении , определяют порядок следования тампонирующих точек , неравнозначные интервалы между которыми для  выражаются в виде .
При переходе на промежуточные этапы поздней стадии выработки прямых  выполняют анализ параметров потоков до фронта обводненности  по соотношениям Буссинеска, а после него  - нелинейной части Дюпюи-Форхгеймера. Такие соотношения обеспечивают выполнение 1-го цикла доопределения исследований  координат местоположения окрестности последней d-точки тампонирования вблизи добывающей скважины за время доставки меток  под давлением  сформированием и корректировкой их параметров в множестве технологических линеек . При этом каждая последующая пауза в цикле соответствует режиму эксплуатации  под давлением .
При переходе на поздние этапы поздней стадии выработки  выполняют 1-ый цикл тампонирования  d-точки, близлежащей к зоне добывающей скважины  за время доставки тампонирующего материала  в точку под давлением . При описании потоков флюидов до фронта обводненности  применяют соотношение Пуазейля, а после него  - нелинейной части Дюпюи-Форхгеймера. Завершение тампонирования обеспечивает переход к номинальному режиму эксплуатации  под давлением  и образование первой конечной зоны , формируемой вблизи добывающей скважины. Эксплуатацию конечной зоны  выполняют совместно с предшествующими n-1 зонами .
Аналогично рассмотренному при проведении режимов предварительных исследовании в циклах  и уточненных исследовании в циклах  на участках, примыкающих к , выполняют второй цикл доопределений   координаты (d-1) точки тампонажа за время доставки  - скорректированное значение кванта времени, под давлением .
Выполняют второй цикл предварительных и уточненных исследований, а также исследований доопределений местоположения (d-1) точки тампонажа аналогично рассмотренному с последующим ее тампонированием за время доставки тампонирующего материала  координату , где  скорректированный интервал между точками  и  под давлением , завершение времени  означает переход к номинальному режиму эксплуатации  под давлением  и расширение его первой конечной зоны.
Выполняют остальные циклы доопределений  и тампонажа  в функционально развивающемся  по направлению от добывающей к нагнетательной скважинам, что реализуется аналогично с образованием второго полнофункционального  в общей протяженности  при увеличении номинальных давлении его поддержки . При этом выполнение циклов доопределений  и тампонажа  в  совмещают с режимами эксплуатации вплоть до образование следующего  и т.д. до полной выработки всех траекторий  в прямых . Аналогично рассмотренному выполняют выработку всех прямых .
На завершающей стадии нефтеизвлечения выполняют выработку всех перекрестных  аналогично рассмотренному, формируют множество  с последующей их корректировкой параметров пластов в условиях , что служит основой реализации стадии ликвидации эксплуатируемого объекта на месторождении.
Причем осуществление режимов доопределения исследований и тампонирования вырабатываемых участков  с высоковязкими нефтяными флюидами в трещиновато-пористых пластах выполняют с описанием движения потоков пластовых флюидов по зависимости Пуассона вместо выражения Пуазейля.
При этом, мелкотрещинные участки в  входят в множество продуктивных участков и характеризуются одноцикловым тампонированием, а крупнотрещинные участки находятся в соотношении  и характеризуются многоцикловым тампонированием задних и передних их границ в условиях образования равномерных профилей сечений  вдоль их протяженностей.
Кроме того, при выработке продуктивных пластов с высоковязкими нефтяными флюидами в режиме уточненных исследований выполняют доставку порций трассирующих меток растворителей в продуктивные участки при последующем фиксировании их в добывающих скважинах одновременно с повышением концентраций нефтесодержания, а при доставке их в трещиноватые участки и последующем фиксировании в добывающих скважинах контролируют незначительные изменения концентраций нефтесодержания. Причем, доставку тампонирующего материала выполняют в среде растворителя нефти, как в части рабочего агента.
Причем выработку пласта вначале выполняют в перекрестных  с невзаимовлияющими скважинами i+l, j и i, j+1, а также i-1, j и i, j-1 , а образуемые участки пласта с остаточной нефтенасыщенностью подвергают нефтеизвлечению на основе прямых  со скважинами i, j и i-1, j-1, а также i+1, j+1.
нс
ДС
тр
он
Пример. В процессе бурения и обустройства скважин с  формируется множество параметров пластов , в технологических линейках  следующим образом. Для планируемого одного прямого  интервал перфорации нагнетательной скважины Н=2461-2458,1=2,9 (м) с искусственным забоем 2467,3 м (см. Фиг. 1). Интервал перфорации добывающей скважины Н=2471,6-2468,4=3,2 (м) с искусственным забоем 2480 м; радиусы призабойной зоны скважины r=0,06 м. По данным инклинометрии протяженность между интервалами перфораций НС1 и ДС1 составляет . Определяли по данным кернов коэффициенты пористости m≈0,2, проницаемости k≈10-11 (м), трещиноватости k≈0,5, нефтенасыщенности β≈0,7.
в
н
пл
пл
3
3
Определяли для множества свойств флюидов  вязкости пластовой воды μ=1 Па×с и нефти μ=4 Па×с. Пластовая температура t≈80°С. Объемный коэффициент пластовой нефти b≈1,24, пластовое давление Р≈16,2 МПа, коэффициент растворимости γ≈78,8 м/м.
1
1
min
max
3
3
Выполняли гидроразрыв пласта в направлении от НС к ДС с образованием  при давлении . При выходе в раннюю стадию эксплуатации пласта проводили гамма каротаж для определения соответствия скважинных интервалов перфораций их мощностям вскрываемых пластов, а также максимальные параметры щелей для нагнетательной  и добывающей . Проводили нейтронный каротаж с определением начальной нефтенасыщенности в интервалах нагнетательной  добывающей  скважинах. Определяли минимально-допустимое значение дебита Q≈70 м/сутки при минимальном давлении , а также максимально-допустимое значение дебита Q≈1000 м/сутки при максимальном давлении , входящие в множество технологических линеек . Корректировали множества зависимостей  с выполнением последующих операций.
ДС
НС
Определяли номинальное значение приемистости пласта с дебитом  с выполнением следующих операций контроля. Во время медленной протяжки СП вдоль скважинных интервалов перфораций измеряли дифференциальные профили притоков и приемистостей, совокупные значения которых выявляли по интегральным профилям притоков измеренных  свыше кровли пласта по глубине добывающей Н≈2467 (м) и приемистостей нагнетательной Н≈2457 (м) скважин при величинах максимальных  и номинальных  давлениях эксплуатации . Минимальное давление эксплуатации  обеспечивается при закачивании дебитов воды .
кв
ф
Закачивали в пласт поочередно через время Δτ=0,2 сутки порции трассирующих меток в виде хлорированной воды и угленосных кислот совместно с рабочим агентом под номинальным давлением эксплуатации . В зависимости Дюпюи-Форхгеймера для скорости фильтрации ν=0,2 м/сутки и постоянстве времени прохождения трассирующих меток по траектории  уточняли при непрерывных циклах предварительных исследований и эксплуатации  его протяженность .
Предварительно определяли количество траекторий ψ в  и количество тампонирующих точек для них в виде статической функции
Т
, где ,  - максимальные и минимальные величины давлений тампонирования, определяющие диапазон ΔР≈40 мПа; δ=0,01% - инструментальная погрешность СП. В динамике выработки  наиболее критичным значением является давление тампонирования последней d точки . С учетом δ=0,01% шаг давления тампонирования составляет  в отличие от расчетного допустимого . Поэтому количество тампонирующих точек для всех  составляет . Из расчета 100 точек тампонирования на протяженность траектории  получается возможность реализации ψ=20 (штук) , а значит и 20-ти поддиапазонов регулирования , выбираемых из общего диапазона от 45 мПа до 60 мПа.
кв
кв
1
На промежуточной стадии эксплуатации  осуществляли переход к гидроимпульсному режиму предварительных исследований координат местоположения участков  в i-x циклах  за время доставки меток  через квант времени Δτ=0,2 сутки под давлением эксплуатации  в равноотстоящие точки вдоль всей протяженности  через квант протяженности Δl=0,2 (м). В результате предварительных исследований выявлено 3 трещиноватых интервалов, задний участок первого из них в направлении от НС найден в координате , а передний - . Задний участок 2-го интервала составляет , а передний - . Задний участок 3-го интервала составляет , а передний - . После завершения импульса длительности доставки в каждом цикле фиксировали паузы импульсов в реализации номинальной эксплуатации  под давлением .
кв
вып.1
На ранних этапах поздней стадии эксплуатации  выполняли i циклы уточненных исследовании  координат трещин и тампонирующих точек  в , за время доставки меток  под давлением  через квант протяженности Δl=0,1 (м) в окрестностях найденных участках l±0,2 м. К найденным уточненным координатам участков относятся ; ; . Определяли для всех  действительное количество точек тампонирования  с учетом параметров переходного процесса η≈1 с. Осуществляли проверку водонасыщенности  в зависимости Дюпюи  и корректировали параметры  в множестве технологических линеек .
На промежуточных этапах поздней стадии нефтеизвлечения выполняли 1-ый цикл доопределения исследований  координат местоположения окрестности последней d-точки тампонирования вблизи ДС в трех подциклах под давлением . В первых двух подциклах производили доставку меток в координаты  с точками 53,9 м и 54,1 м с последующим фиксированием границы  за счет их регистрации в добывающей скважине, а в третьем подцикле - доставку меток в координату d-точки  с последующей регистрацией.
Выполняли переход к поздним этапам поздней стадии нефтеизвлечения, связанный с реализацией 1-го цикла тампонирования  d-точки близлежащей к  за время доставки тампонирующего материала  под давлением , завершение которого обеспечивает переход к номинальному режиму эксплуатации  под давлением  и образование первой конечной зоны .
Выполняли 2-ой цикл доопределения исследований  координат местоположения окрестности (d-1) точки тампонирования в трех подциклах под давлением . В первых двух подциклах производили доставку меток в координаты  с точками 45,9 м и 46,1 м с последующим фиксированием границы  за счет их регистрации в ДС, а в третьем подцикле - доставку меток в координату (d-l) точки  с последующей регистрацией. Выполняли 2-ой цикл  тампонирования (d-l) точки за время доставки тампонажа  в точку 45,8 м под давлением , завершение которого обеспечивает образование второй зоны . Для последующих циклов в таблице 2 приведены результаты доопределений исследований и тампонажа остальных двух трещиноватых участков.
Получение этих результатов приводит к реализации второго  и т.д. до полной выработки рассматриваемого в примере участка пласта.
Технико-экономические преимущества заявляемого объекта по сравнению с известными методами нефтедобычи позволяют расширить его функциональные возможности за счет наиболее полной выработки продуктивных пластов нефтегазовых месторождений. Повышение точности достигается за счет получения достоверной текущей информации пласта при его эксплуатации с совмещенными режимами исследований и тампонирования, обуславливающими эффекты кратковременных встряхиваний каналов выработки, что приводит к сокращению сроков разработки и ликвидации месторождений.
Данный способ позволяет дополнительно решать проблему экологии окружающей среды, связанные с чрезвычайными ситуациями прорыва горных пород, например, с образованием связи закачиваемой технологической воды с пресной водой водоносного горизонта, морских бассейнов воды, выбросам на наружную поверхность и т.д.