СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЕНОСНОГО ПЛАСТА
PROCEDURE FOR INCREASE OF PERMEABILITY OF BOTTOMHOLE ZONE OF OIL-BEARING BED

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам повышения проницаемости призабойной зоны нефтеносного пласта.
Известен способ повышения проницаемости призабойной зоны нефтеносного пласта, включающий предварительное определение геологофизических параметров призабойной зоны пласта для осуществления оптимального режима его импульсов электрообработки выбором соответствующих значений длительности импульсов τ, плотности тока в импульсе j*, скважности импульсов Q и времени импульсной обработки t и последующую импульсную электрообработку в установленном режиме (см. патент РФ №2089727, кл. E21B 43/28 от 26.12.1990 г.).
Однако известный способ не отличается достаточной точностью определения параметров импульсной обработки призабойной зоны пласта, так как длительность импульса τ рассчитывается с использованием величины размера зерна d, в то время как процесс ориентирован на нагревание жидкости, находящейся в поровых каналах, что приводит к значительному завышению длительности импульса, что может привести к большему энерговыделению, и соответствующему снижению проницаемости вследствие газовой кольматации.
Выбор скважности импульсов ≤6 в течение экспериментального времени является относительно широким и неоптимальным, что ведет к большим потерям электроэнергии.
ср
По технической сущности наиболее близким к предлагаемому способу является способ повышения проницаемости призабойной зоны нефтеносного пласта, при котором осуществляют предварительное определение геолого-физических параметров призабойной зоны пласта для определения оптимального режима его импульсной электрообработки выбором соответствующих значений длительности импульсов τ, плотности тока в импульсе j*, скважности импульсов Q и времени импульсной обработки t, после чего осуществляют импульсную электрообработку в установленном режиме, причем при определении геолого-физических параметров определяют порометрическую кривую материала коллектора в призабойной зоне f(r) для расчета средней величины радиуса поровых каналов r (см. патент РФ №2208146, кл. E21B 43/25 от 21.06.2002 г.).
Однако известный способ содержит существенные погрешности в определении параметров импульсной обработки призабойной зоны пласта, поскольку не учитывает двухфазный характер течения (нефть и вода), локализацию энерговыделения при протекании электрического тока в пористой среде, а также пластовые термобарические условия.
ср
с
ср
Так, длительность импульса определяется по среднему значению радиуса поровых каналов r, в то время как теоретические расчеты показывают, что наибольшая скорость роста температуры в среде имеет место в самых тонких капиллярах самых крупных капиллярных цепочек, так называемых критических радиусах протекания r, которые больше r. В результате предлагаемая длительность импульса τ оказывается меньше оптимальной, что неоправданно увеличивает энергозатраты.
0
Плотность тока в импульсе, определяемая в соответствии с выбранным значением длительности импульса, должна рассчитываться с учетом пластового давления р, что снижает требуемую плотность тока j, а дополнительные экспериментальные исследования дают уточненное значение численного коэффициента k в два раза ниже предыдущего.
Использование на практике верхней границы скважности импульсов Q=3 сводит результат импульсного электровоздействия к нулю, так как в этом случае отсутствует накопительный эффект воздействия последовательных импульсов, необходимый для получения общего конечного результата.
При определении верхней границы суммарного времени импульсной обработки используются усредненные параметры пластового флюида, что заведомо приведет к ее завышению, поскольку на заключительной стадии разработки водная фаза доминирует в потоке, а ее параметры (плотность, теплопроводность, удельная электропроводность, температура кипения) выше, чем у углеводородов. Здесь не учитываются также исходная пластовая температура, количество импульсов и скважность. Все это ведет к значительной погрешности в определении максимального времени импульсной обработки t.
Чрезвычайно важно, что из-за более низкой температуры кипения основных компонентов нефти при превышении общего времени обработки раньше произойдет газовая кольматация нефтепроводящих путей, фазовая проницаемость по нефти упадет и обводненность продукции возрастет.
Техническим результатом является повышение точности определения параметров импульсной электрообработки для увеличения абсолютной проницаемости призабойной зоны нефтеносного пласта при снижении энергопотребления и риска падения фазовой проницаемости по нефти.
0
0
Достигается это тем, что в способе повышения проницаемости призабойной зоны нефтеносного пласта согласно изобретению осуществляют предварительное определение геолого-физических параметров призабойной зоны пласта, в том числе порометрической кривой материала коллектора f(r), после чего выбирают оптимальные значения длительности импульса τ, плотности тока в импульсе j, скважности импульсов Q и общего времени обработки t для последующей импульсной электрообработки призабойной зоны, причем дополнительно определяют термобарические характеристики призабойной зоны - пластовое давление p и пластовую температуру Т, после чего длительность импульса т определяют по формуле
,
2
где: χ - температуропроводность пластового флюида, м/с,
в
в
в
χ=λ/(С·ρ);
в
λ - коэффициент теплопроводности воды, Дж/(м·К·с);
в
С - удельная теплоемкость воды, Дж/(кг·К);
в
3
ρ - плотность воды, кг/м;
с
r - критический радиус протекания (м), определяемый из соотношения
,
плотность тока в импульсе j, определяемая по формуле
;
где: k=10 - коэффициент, учитывающий погрешности экспериментального определения параметров коллектора и флюида;
рв
α - коэффициент изобарного температурного расширения воды, 1/К;
tв
β - коэффициент изотермической сжимаемости воды, 1/Па;
σ* - предел прочности на раздавливание цементирующего вещества скелета коллектора, Па;
в
δ - удельная электропроводность воды, 1/(Ом·м);
0
p - давление пластового флюида в призабойной зоне, Па;
при этом скважность импульсного тока выбирают в диапазоне
1≤Q≤2,
а общее время проведения импульсной электрообработки устанавливают не превышающим
,
где: ω - количество импульсов,
н
3
ρ - плотность нефти, кг/м;
н
С - удельная теплоемкость нефти, Дж/(кг·К);
н
δ - удельная электропроводность нефти, 1/(Ом·м);
сн
T - температура кипения нефти, К;
0
Т - пластовая температура в призабойной зоне, К.
Сущность изобретения заключается в том, что выполнение предлагаемого способа вышеописанным образом позволяет достичь поставленный технический результат - повысить точность определения параметров импульсной электрообработки для увеличения абсолютной проницаемости призабойной зоны пласта при снижении энергопотребления и риска падения фазовой проницаемости по нефти.
Сравнение предлагаемого способа с ближайшим аналогом позволяет утверждать, что выполняется критерий «новизна», а отсутствие отличительных признаков ближайших аналогов говорит о соответствии критерию «изобретательский уровень».
Предварительные испытания позволяют утверждать о возможности широкого промышленного использования.
Предлагаемый способ реализуется следующим образом.
Предварительно определяют геолого-физические параметры призабойной зоны пласта, в том числе порометрической кривой материала коллектора f(r), после чего выбирают оптимальные значения длительности импульса τ, плотности тока в импульсе j, скважности импульсов Q и общего времени обработки t для последующей импульсной электрообработки призабойной зоны в установленном режиме.
0
0
Дополнительно определяют термобарические характеристики призабойной зоны - пластовое давление р и пластовую температуру Т. После этого длительность импульса т определяют по формуле
,
2
где: χ - температуропроводность пластового флюида, м/с,
в
в
в
χ=λ/(С·ρ);
в
λ - коэффициент теплопроводности воды, Дж/(м·К·с);
в
С - удельная теплоемкость воды, Дж/(кг·К);
в
3
ρ - плотность воды, кг/м;
с
r - критический радиус протекания (м), определяемый из соотношения
,
а плотность тока в импульсе j - по формуле
,
где: k=10 - коэффициент, учитывающий погрешности экспериментального определения параметров коллектора и флюида;
рв
α - коэффициент изобарного температурного расширения воды, 1/К;
tв
β - коэффициент изотермической сжимаемости воды, 1/Па;
σ* - предел прочности на раздавливание цементирующего вещества скелета коллектора, Па;
в
δ - удельная электропроводность воды, 1/(Ом·м);
0
р - давление пластового флюида в призабойной зоне, Па.
При этом скважность импульсного тока выбирают в диапазоне
1≤Q≤2,
а общее время проведения импульсной электрообработки устанавливают не превышающим
,
где: ω - количество импульсов,
н
3
ρ - плотность нефти, кг/м;
н
С - удельная теплоемкость нефти, Дж/(кг·К);
н
δ - удельная электропроводность нефти, 1/(Ом·м);
сн
Т - температура кипения нефти, К;
0
Т - пластовая температура в призабойной зоне, К.
ср
с
0
0
Таким образом, определяют термодинамические параметры каждой из фильтрующихся фаз - воды и нефти, а не усредненные параметры пластового флюида - смеси воды и нефти; длительность импульса определяют не по среднему радиусу поровых каналов r, а по величине критического радиуса протекания r, рассчитываемого через перколяционный инвариант (см. Селяков В.И., Кадет В.В. Перколяционные модели процессов переноса в микронеоднородных средах. - М., «1-й Топмаш», 2006); устанавливают термобарические характеристики призабойной зоны - пластовое давление р и пластовую температуру Т (технические средства для их определения - глубинные манометр и термометр), которые учитываются при определении плотности тока в импульсе j и общего времени проведения электрообработки t (чего ранее не было). Кроме того, также в отличие от прототипа в расчетах величины j используют термодинамические параметры водной фазы (индекс в), а в расчетах величины t - термодинамические параметры нефтяной фазы (индекс н).
Таким образом, в предложенном техническом решении достигается поставленный технический результат.