СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1. Способ разработки нефтяного месторождения, включающий добычу нефти из добывающих скважин, закачку вытесняющих агентов в нагнетательные скважины, исследование геологической среды продуктивных пластов и использование физических методов воздействия на них с регистрацией и анализом эмиссионных излучений из геологической среды как до, в процессе воздействия, так и после воздействия, отличающийся тем, что определяют пространственно-временную совокупность очагов воздействия путем регистрации и анализа временных рядов сигналов эмиссионных излучений из областей геологической среды, покрывающих поля различной флюидонасыщенности, трещиноватости и напряженности, а также узловые зоны повышенной неустойчивости по площади и объему пластов, при этом данную совокупность очагов определяют до воздействия и корректируют в его процессе, а анализ сигналов эмиссионных излучений проводят с последовательной трансформацией временного диапазона и определением временных размерностей циклов вариации интенсивности эмиссионных излучений, соответствующих фрактальным субструктурам среды, начиная с самых малых, затем по совокупности определенных очагов устанавливают по площади и/или объему пластов участки и времена, из которых и в соответствии с которыми осуществляют поличастотное волновое и/или импульсное воздействие одновременно на двух или более частотах, причем данные частоты колебаний или следования импульсов устанавливают с корректировкой в процессе воздействия, по определяемым в ходе анализа эмиссионных излучений вышеуказанным временным размерностям.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что поличастотное волновое воздействие осуществляют по времени циклически, при этом продолжительность циклов устанавливают по изменению динамограмм и/или дебитов и/или по изменению газового фактора и компонентного состава газа добывающих скважин, в перерывах между циклами регистрируют и анализируют временные ряды сигналов эмиссионных излучений из областей геологической среды и корректируют пространственно-временную совокупность очагов воздействия, а общее количество циклов воздействия выбирают по прекращению реагирования добывающих скважин и/или отсутствию новых очагов воздействия.
3. Способ по 2, отличающийся тем, что начала циклов поличастотного воздействия выбирают в периоды времени, соответствующие определяемым по проводимому анализу временных рядов сигналов эмиссионных излучений началам повторяющихся крупномасштабных циклов вариации интенсивности сигналов эмиссионных излучений из пластовой среды.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что последовательную трансформацию временного диапазона при анализе временных рядов сигналов эмиссионных излучений из геологической среды проводят с последовательным уменьшением и/или увеличением, соответствующем иррациональному числу Ф=(√5+1)/2.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что регистрируют и анализируют временные ряды сигналов сейсмоакустической и/или электромагнитной эмиссии из геологической среды.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что при определении частот колебаний или следования импульсов для поличастотного воздействия дополнительно используют геолого-промысловую информацию о пространственно-временной динамике показателей добычи флюидов, коллекторских и физико-механических свойствах пластовой среды, например, временные показатели изменения дебитов скважин по площади залежей, а также данные о распределении пьезопроводности межскважинного пространства по участкам залежей и значения вязкости пластовой нефти.
7. Способ по п.1, отличающийся тем, при определении частот колебаний или следования импульсов для поличастотного воздействия дополнительно используют геологическую и геофизическую информацию по структурно-геологическим параметрам разрывной тектоники пластов, в частности по субвертикальным или постседиментационным структурам, проникающим из глубин кристаллического фундамента в коллектор пласта.
8. Способ по п.1, отличающийся тем, при регистрации временных рядов сигналов эмиссионных излучений из областей геологической среды, покрывающие поля различной трещиноватости и напряженности по объему залежи определяют с дневной поверхности с использованием метода сейсмолокации бокового обзора и/или метода сейсмолокации очагов эмиссии и/или по вскрывающим залежь скважинам.
9. Способ по п.1, отличающийся тем, что при поличастотном воздействии используют волны и/или импульсы упругих колебаний и/или электромагнитных колебаний и/или тепловые импульсы.
10. Способ по п.1, отличающийся тем, что при поличастотном воздействии используют возмущения давления и/или скорости в фильтрационных потоках в зонах дренирования выбранных скважин.
11. Способ по п.10, отличающийся тем, что для поличастотного воздействия возмущениями давления и/или скорости в фильтрационных потоках корректируют плотность сетки скважин и систему разработки, организуют новые очаги заводнения, бурят дополнительные скважины и/или боковые стволы, в том числе и горизонтальные скважины и стволы, при этом организуют расположение скважин и стволов, обеспечивающее преимущественно перпендикулярное к простиранию трещин вытеснение нефти.
12. Способ по п.1, отличающийся тем, что одновременно с поличастотным воздействием осуществляют физико-химическое и/или тепловое воздействие на проницаемую пластовую среду, в частности с закачкой в пласт растворов или эмульсий щелочей, кислот, полимеров и/или теплоносителей.
13. Способ по п.1, отличающийся тем, что при поличастотном воздействии с использованием скважин в них предварительно или одновременно с воздействием проводят комплекс технических мероприятий по устранению скип-эффекта и повышению гидродинамической связи с пластом, например волновые обработки призабойной зоны в сочетании с репрессионно-депрессиоппым и физико-химическим воздействием.
14. Способ по п.1, отличающийся тем, что при поличастотном воздействии волнами и/или периодическими импульсами физических энергий с использованием скважин в них предварительно или одновременно проводят динамический нефтекислотный гидроразрыв пласта.
2
15. Способ по п.10, отличающийся тем, что поличастотное воздействие волнами упругих колебаний осуществляют с созданием в геологической среде параметров колебательного смещения и колебательного ускорения, превышающими соответственно значения (0,1-0,3) мкм и (0,1-0,5) м/с.
16. Способ по п.15, отличающийся тем, что поличастотное воздействие волнами упругих колебаний осуществляют скважинными поличастотными установками и/или наземными сейсмическими вибраторами или импульсными излучателями.