Для объёмного волнового воздействия на продуктивные пласты

ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ
«ВОЛГО-УРАЛЬСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ
И ПРОЕКТНЫЙ ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА»
(ООО «ВОЛГОУРАЛНИПИГАЗ»)
УДК 622.276.6
На правах рукописи
КОМЛЕВА ЕКАТЕРИНА ВЛАДИМИРОВНА
РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСНЫХ МНОГОФАКТОРНЫХ
ВОЛНОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ИНТЕНСИФИКАЦИИ
ПРОЦЕССОВ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА
Специальность 25.00.17  Разработка и эксплуатация нефтяных
и газовых месторождений
ДИССЕРТАЦИЯ
на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Научный руководитель 
Кузнецов Роман Юрьевич,
доктор технических наук
Уфа  2014
2
ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………………. 4
1. АНАЛИЗ СОВРЕМЕННЫХ РОССИЙСКИХ И ЗАРУБЕЖНЫХ
ТЕХНОЛОГИЙ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЯНЫЕ
И ГАЗОВЫЕ ПЛАСТЫ………………………………………………...
9
1.1. Предпосылки к применению инновационных технологий
увеличения нефтегазоотдачи пласта в условиях падающей добычи..
9
1.2. Роль существующих методов интенсификации притока нефти
и газа в нефтегазодобыче ……………………………………………… 16
Выводы по главе 1…………………………………………………………. 31
2. ТЕОРЕТИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ И ГЕОЛОГОТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ
СОПРОВОЖДАЮЩИХ ВОЛНОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ
ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ………………………………………… 32
2.1. Основные характеристики возбуждаемых волновых полей………...
32
2.2. Особенности волновых процессов в слоистых неоднородных
средах…………………………………………………………………….. 42
2.3.Технология объемного волнового воздействия на продуктивные
пласты………………………………………………………………….
54
Выводы по главе 2…………………………………………………………. 60
3. ОСОБЕННОСТИ ТЕХНОЛОГИИ ОБЪЕМНОГО ВОЛНОВОГО
ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРОДУКТИВНЫЕ ПЛАСТЫ……………… 62
3.1. Волновые эффекты в объеме нефтяных пластов…………………….. 62
3.2. Волновые эффекты в объеме газовых пластов……………………….
64
3.3. Интерференционные системы волнового воздействия
на продуктивные пласты………………………………………………
69
Выводы по главе 3…………………………………………………………. 72
4. ТЕОРЕТИЧЕСКОЕ И ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ
ОБОСНОВАНИЕ, ОПЫТ ПРАКТИЧЕСКОГО ПРИМЕНЕНИЯ
И РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСНЫХ МНОГОФАКТОРНЫХ
ВОЛНОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ………………………………………... 73
4.1. Опыт применения технологии объемного волнового воздействия
на газоконденсатные пласты………………………………………….... 73
4.2. Волновое сопровождение гидроразрыва пласта……………………... 82
4.2.1. Результаты промыслового применения технологий волнового
сопровождения ГРП……………………………………………….......
89
4.3. Комплексная технология оптимизации газлифта……………………. 92
4.4. Применение технологии объемного волнового воздействия
100
при заканчивании скважин……………………………………………...
4.5. Особенности технологии волнового воздействия на
нетрадиционные источники углеводородов – метаноугольные
и сланцевые резервуары……………………………………………...... 105
3
Выводы по главе 4………………………………………………………….
Основные выводы…………………………………………………...........
Список сокращений………………………………………………...............
Библиографический список использованной литературы……………......
Приложения
Приложение 1. Протокол технического совещания по вопросу
выполнения рограммы по инициированию продуктивных пластов
с применением технологии волнового воздействия в скважинах
№№ 3080, 3032, 15033, 540н ОНГКМ…………………...............................
Приложение 2. Анализ влияния волнового воздействия на дебит
скважин…………............................................................................................
117
118
121
122
134
135
139
4
ВВЕДЕНИЕ
Актуальность работы
Актуальность диссертационной работы определяется широким кругом
задач в условиях, характерных для мировой практики нефтегазодобычи сегодня,  перехода большинства месторождений в заключительную стадию разработки.
C целью обеспечения стабилизации добычи углеводородов (УВ) на
первое место выходит задача доизвлечения углеводородов из застойных, тупиковых, законсервированных зон, а также огромный интерес представляет
добыча нефти и газа из нетрадиционных источников  метаноугольных и
сланцевых резервуаров.
В связи с этим в данной работе был поставлен вопрос разработки инновационных комплексных многофакторных волновых технологий, которые бы
наряду с воздействием на призабойную зону скважины (ПЗС) осуществляли
интенсификацию притока в удаленных зонах пласта, содержащих блокированные зоны, области защемленных запасов, как для нефтяных и газоконденсатных, так и для метаноугольных и сланцевых месторождений. Такая задача
не могла быть решена путем адаптации уже известных технологий и потребовала принципиально новых подходов. Они были реализованы в диссертации путем разработки технологий объемного волнового воздействия (ОВВ)
на истощенные, обводненные, неоднородные и тонкослоистые коллекторы.
Кроме того, применение разработанных в диссертации волновых технологий интенсификации продуктивных пластов, ревизия и вторичное вовлечение в разработку законсервированных месторождений, а также «пропущенных» пластов из-за несовершенства существующих методов устранения
влияния маскирующих пласт кольматантов являются одними из возможных
путей повышения эффективности работ и снижения фактора их затратности.
Цель работы – увеличение углеводородоотдачи пластов месторождений нефти и газа в условиях падающей добычи путем разработки комплекс-
5
ных многофакторных волновых технологий объёмного воздействия на продуктивные объекты.
Основные задачи работы:
- анализ современных российских и зарубежных методов и технологий
увеличения углеводородоотдачи продуктивных пластов месторождений
нефти и газа;
- теоретическое обоснование и анализ волновых явлений в значительных объемах геосреды, включающей продуктивный пласт в целом, в совокупности с анализом волновых процессов, происходящих в его призабойной
зоне;
- научно-техническое обоснование технологии фокусированного низкочастотного объёмного волнового воздействия на продуктивные пласты;
-
теоретическое
и
экспериментальное
обоснование,
разработка
комплексных многофакторных волновых технологий интенсификации процессов добычи нефти и газа, включающих технологии объемного волнового
воздействия и традиционные технологии гидроразрыва пласта (ГРП), применение ОВВ при освоении и креплении скважин, при газлифтной эксплуатации нефтяных оторочек;
- разработка научно обоснованных принципов организации системы
ОВВ на газоконденсатные пласты, а также применительно к метаноугольным
и сланцевым месторождениям;
- апробация объемных волновых технологий как при прямом воздействии на метаноугольные и газоконденсатные пласты, так и в комплексе с
ГРП с целью получения практических результатов для обоснования эффективности данных разработок.
Методы решения поставленных задач
В основу теоретических исследований были положены методы теории
поля, теории упругости и теории случайных функций, в частности корреляционной и спектральной теории, теории вероятностей, методы прикладной
теории упругих волн и колебаний, теории фильтрации в пористых средах.
6
Моделирование и расчеты волновых явлений в геодинамических системах, а также анализ взаимодействия последних с волновыми полями в
объёме продуктивных пластов проведены с использованием методов цифровой и компьютерной техники в стандартных математических системах.
Научная новизна:
1. Дано научное обоснование и разработаны принципы фокусированного низкочастотного объёмного волнового воздействия на продуктивные
пласты;
2. Разработаны комплексные многофакторные волновые технологии
интенсификации процессов добычи нефти и газа, включающие технологии
объемного волнового воздействия и традиционные технологии ГРП, применение ОВВ при освоении и креплении скважин, при газлифтной эксплуатации нефтяных оторочек;
3. Дано научно-техническое обоснование технологии ОВВ при газлифтной эксплуатации нефтяных оторочек.
4. Разработаны научно обоснованные принципы организации системы
объёмного волнового воздействия на газоконденсатные пласты, а также применительно к метаноугольным и глинисто-сланцевым месторождениям.
На защиту выносятся:
1. Теоретическое обоснование и интерференционная пространственная
модель объемного волнового возбуждения упругих слоистых и насыщенных
пористых сред;
2. Научное и технико-технологическое обоснование комплексных многофакторных волновых технологий, включающих разработанную технологию объёмного волнового воздействия на пласт и традиционные технологии
гидроразрыва пласта, освоения и крепления скважин;
3. Методы энергетического анализа процессов динамических взаимодействий при волновом возбуждении неоднородных продуктивных пластов
на примере обобщенной модели оценки баланса упругой энергии в системе
7
«инициирующая скважина – пласт» совместно с газлифтным способом эксплуатации нефтяных оторочек;
4. Научно обоснованные принципы организации системы объёмного
волнового воздействия на газоконденсатные пласты, а также применительно
к метаноугольным и сланцевым месторождениям.
Практическая значимость результатов работы
Результаты проведенных работ, представленные в диссертации, могут
обеспечить технологическую эффективность по следующим направлениям:
- применение технологий объёмного волнового воздействия с целью
интенсификации притока нефти и газа и снижения уровня остаточных запасов путем вовлечения в разработку запасов защемленного газа, блокированных, тупиковых зон и целиков (проведены работы по применению ОВВ на
газоконденсатных пластах Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ОНГКМ), ООО «Газпром добыча Оренбург» с увеличением дебита газа на 12,25 %  зона ОПС-3 ОНГКМ, на 35,6 %  зона ОПС-2 ОНГКМ);
- применение объемных волновых технологий в комплексе с газлифтной и насосной эксплуатацией с целью интенсификации процессов добычи углеводородов из нефтяных оторочек;
- применение объемного волнового сопровождения традиционных технологий (ГРП и др.) с целью получения синергетического эффекта (получены
результаты практического применения технологий ОВВ с увеличением дебита нефти в среднем на 35...37 %);
- применение технологий объёмного волнового воздействия с целью
повышения отборов газа из метаноугольных и сланцевых пластов (показано
применение технологий ОВВ на метаноугольные пласты с результатом увеличения притока газа на 20 % на Талдинском метаноугольном месторождении ООО «Газпром добыча Кузнецк»).
Основные результаты выполненных работ получены на месторождениях ОАО «Роснефть», ОАО «Оренбургнефть», ООО «Газпром добыча Оренбург», ООО «Газпром добыча Кузнецк».
8
Апробация результатов работы
Основные положения и результаты работы докладывались на международных и российских научно-практических конференциях и симпозиумах,
в том числе на научно-практической конференции «Проблемы и методы
обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (г. Уфа, 2012 г.); Всероссийской научно-методической
конференции (с международным участием) «Университетский комплекс как
региональный центр образования, науки и культуры» (г. Оренбург, 2013 г.);
международной научно-практической конференции «Проблемы и методы
обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (г. Уфа, 2013 г.).
9
1. АНАЛИЗ СОВРЕМЕННЫХ РОССИЙСКИХ И ЗАРУБЕЖНЫХ
ТЕХНОЛОГИЙ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЯНЫЕ И ГАЗОВЫЕ
ПЛАСТЫ
1.1. Предпосылки к применению инновационных технологий
увеличения нефтегазоотдачи пласта в условиях падающей добычи
Общемировой тенденцией нефтегазодобывающей отрасли является
естественный процесс истощения запасов углеводородного сырья, приводящий к необходимости интенсификации притоков нефти и газа при разработке
продуктивных пластов с целью стабилизации или хотя бы снижения темпов
падения добычи.
Снижение основных показателей разработки месторождений нефти и
газа обуславливается следующими факторами:
- ухудшением фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) продуктивных
пластов, особенно призабойной зоны пласта (ПЗП) в процессе разработки;
- обводнением весьма значительного числа скважин, приводящим к
снижению фазовой проницаемости для нефти и газа и к остановке или ликвидации скважин. Вследствие этого потенциальные запасы, не вовлеченные в
разработку, достигают 60 %;
- образованием в пределах залежи блокированных зон пласта;
- неравномерной выработкой запасов из газо- и нефтенасыщенных зон
пласта во времени;
- коррозионной активностью среды, выносом песка, отложением солей,
парафинов и гидратов [64].
В настоящее время около 62 % запасов нефти и газа относятся к трудноизвлекаемой группе углеводородов, расположенных в контактных зонах, в
труднодоступных горно-геологических условиях: тяжелые высоковязкие
нефти, битумы (сосредоточены в Западно-Сибирской, Волго-Уральской, Тимано-Печорской нефтегазоносных провинциях), угольные газы, углеводороды в глинистых коллекторах, плотных песчаниках, сланцах. Остаточными
10
запасами в нерационально освоенных месторождениях богаты УралоПоволжье, Предкавказье, Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция.
Характерным примером также является Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение [67]. Такие коллекторы характеризуются низкой проницаемостью, наличием подгазовых зон, обводненностью, значительными защемленными остаточными запасами, большой глубиной залегания, высокой
вязкостью нефти, начальными пластовыми давлениями, близкими к давлению насыщения пластовой нефти газами, и т.д. [64].
Распределение остаточных запасов в обводненных пластах, по данным
экспертных оценок, показано на рисунке 1.1.
невскрытые
линзы  24 %
застойные зоны
дренируемых
пластов  19 %
недренируемые
слабопроницаемые пропластки
 27 %
пленочная и
удержанная в
капиллярах
нефть  30 %
Рисунок 1.1  Структура остаточных запасов
Предпосылками к «недоосвоенности» запасов являются некачественные заканчивание скважин, освоение, первичное и вторичное вскрытия пластов, нерациональный выбор способа эксплуатации, невнимание к компонентному составу и условиям залегания углеводородов каждого конкретного
месторождения, особенно на стадии падающей добычи, что приводит к
преждевременному истощению и консервации пластов.
Таким образом, принципиально важное значение приобретают задачи
оптимизации нефтегазоотдачи старых месторождений, приобщение и ввод в
11
эксплуатацию трудноизвлекаемых запасов, защемленных в тупиковых, блокированных зонах пласта.
Для вовлечения в разработку остаточных запасов из плохо проницаемых пластов в условиях падающей добычи в настоящее время применяются
следующие геолого-технические мероприятия (ГТМ):
- зарезка горизонтальных стволов в низкодебитных и остановленных
вертикальных скважинах;
- изоляция водопритоков в скважинах;
- радиальное вскрытие пласта;
- декольматация ПЗП пенными системами по технологии «РЕТтекс»;
- мероприятия по интенсификации притока нефти и газа:
- гидроразрыв пласта в низкопродуктивных скважинах;
- приобщение перфорацией дополнительных газо- и нефтенасыщенных
интервалов продуктивного разреза;
- интенсификация притока углеводородов с использованием химических, гидродинамических (импульсно-волновых, пульсационных, ударноволновых и др.) методов воздействия посредством колтюбинговой установки
в низкопродуктивных скважинах;
- кислотные обработки призабойной зоны пласта [35, 84].
Основным недостатком этих технологических решений является локальный характер их действия, ограниченный призабойной или ближней зоной пласта.
Общепризнанной причиной падения добычи нефти и газа является истощение упругой энергии пласта, для восстановления которой должна применяться технология воздействия на пласт в целом. Примером являются широко распространенные технологии заводнения и водогазового воздействия,
но и они не решают проблемы извлечения углеводородов из блокированных
зон пласта [32, 45].
В то же время, в процессе исследований, выполненных в середине ХХ
века, была отмечена тесная корреляция между землетрясениями и уровнем
12
добычи нефти, воды, а также содержанием радона в подземных водах нефтегазовых регионов, что доказывает очевидную связь между выбросами упругой сейсмической энергии при землетрясениях и режимами работы пластов
[44] (рисунок 1.2).
Рисунок 1.2  Графики изменения содержания воды в продукции
нефтяных скважин [45]
Повышение сейсмической активности регионов во время землетрясения и последующего роя афтершоков сопровождается изменениями пластового давления и ростом дебитов нефти, а также кратковременными периодами интенсивной дегазации горных пород [44]. Следует отметить также перераспределение напряжений и деформаций геосреды во время выбросов упругой энергии. Эти факты дают основание предположить возможность возникновения аналогичных откликов геологической среды и техногенных воздействий.
Стало ясно, что разработка новых, более эффективных технологий добычи нефти и газа требует более широкого подхода к анализу нелинейных,
неоднородных и неравновесных процессов в сложных геомеханических и
гидродинамических системах нефтегазоконденсатных месторождений [83].
13
Целью такого анализа являются установление характера и исследование процессов взаимодействия и преобразования физических полей различного происхождения, и прежде всего упругих полей, полей деформаций и напряжений. При этом может быть поставлена важнейшая задача исследования энергетического баланса в продуктивных пластах: оценка потенциальной упругой
энергии пласта, степени разрядки упругих напряжений в процессе эксплуатации, а также разработки методов её компенсации за счет наложения вторичных техногенных волновых полей, создаваемых различными способами в геосреде [35, 44]. В связи с этим следует рассматривать два типа упругих и деформационных полей: естественных, унаследованных напряжений, возникших
в процессе предшествующей тектонической деятельности, и искусственно создаваемых техногенных полей, возникших при различных технологических
операциях (ГРП, термогазохимическое воздействие  ТГХВ и др.).
Это тем более важно, так как расширение класса объектов эксплуатации, вовлечение в разработку неоднородных многослойных залежей, тонких
пропластков, блокированных зон пласта, приразломных месторождений [81,
82] и др. с применением традиционных технологий в большинстве случаев
недостаточно эффективны. Это объясняется, в том числе, дискретностью, образцовым характером их применения, тогда как накопление и преобразование упругой энергии в пластах требуют продолжительного циклического
возбуждения гидродинамических процессов в коллекторах. В этих случаях
могут быть созданы, в частности, условия для пластовой сегрегации флюида
перетоков УВ из плохо дренируемых пропластков в проницаемые за счет
вертикальных градиентов упругих полей.
Значительные трудности возникают при разработке нефтяных оторочек
нефтегазоконденсатных месторождений, что связано со сложностью их горно-геологических и гидродинамических условий. В частности, Ассельская
газонефтяная залежь Оренбургского НГКМ находится в промышленной эксплуатации с 1984 г., скважины работают в режиме периодического газлифта
и представляют неравновесную динамическую систему вместе с пластом.
14
Разработка залежи осуществляется на стадии падающей добычи с 2008 г. Интенсификация работы скважины в этих условиях на участках с развитой трещиноватостью, где велики риски преждевременного обводнения, с помощью
технологии волнового воздействия должна осуществляться на основе сохранения динамического равновесия в этой системе. Нарушение такого равновесия приводит к прорыву газа, ретроградной конденсации, другим нежелательным последствиям. Эти обстоятельства должны учитываться при разработке волновой технологии интенсификации продуктивных пластов в залежах с такими особенностями [33, 34, 66].
Усложнение условий разработки газонефтяных месторождений требует повышенного внимания к совершенствованию всего технологического
комплекса, включающего также и технологии заканчивания, освоения скважин, вызова притока, процесса добычи и др. Известны, в частности, проблемы так называемых «пропущенных» пластов [38, 41], которые не могли быть
выделены или идентифицированы в разрезе скважин из-за несовершенства
существовавших технологий. Именно с этими обстоятельствами связаны последние неудачи американских буровиков в Индонезии [92], когда за счет
некачественного вскрытия очень сложных коллекторов не были выявлены
продуктивные интервалы в двух скважинах, хотя впоследствии они самостоятельно заработали с достаточно высоким дебитом. В этих условиях блокирование притоков за счет кольматации призабойной зоны или образования
зон уплотнения в прискважинных породах (так называемых «охранных колец») может быть устранено за счет применения технологии разночастотного
волнового воздействия.
Наконец, в последнее время возникли серьёзные вопросы в отношении
применения технологии волнового воздействия в связи с возрастающими
объёмами работ по вовлечению в разработку месторождений с новыми нетрадиционными типами резервуаров – метаноугольных (Россия, Китай) и
сланцевых (США).
15
Предпосылками применения специальных технологий воздействия на
угольные пласты и сланцевые залежи являются крайне неоднородные коллекторы, низкие пластовые давления, обводненность и др. Кроме того, горногеологические особенности таких месторождений позволяют предположить,
что, в отличие от нефтяных и газоконденсатных месторождений, состояние
призабойной зоны не является основной причиной низкой интенсивности
притоков углеводородов. С большей степенью вероятности можно сказать,
что основное значение имеют газодинамические процессы в объёме удаленных зон пласта, что подтверждается существующими данными о характере
насыщения и фильтрации газовой фазы через такие отложения. Запасы газа
этих месторождений приурочены к трещиноватым коллекторам в сланцевых
и сланцево-глинистых отложениях и в микропорах угля. Метан угольных
пластов сорбирован углем или защемлен в мельчайших трещинах. Газосодержащая система образована разрывными трещинами, тектонической трещиноватостью и плоскостями. В связи с этим для извлечения угольного метана необходимо раскрывать трещины и создавать условия для перетока газа
[65].
Коллекторы такого типа создают значительные проблемы при бурении
(низкий темп углубления, поглощение бурового раствора) и заканчивании
скважин, в процессе которых без продолжительных испытаний продуктивные интервалы могут быть легко пропущены.
Указанные особенности этих месторождений предопределили применение таких способов возбуждения продуктивных пластов, которые обеспечивают создание трещин в последних. Обычно такие способы основаны на
применении взрывов большой мощности  накладных зарядов на поверхности (месторождение Бик-Санди, г. В. Кентукки, США) и взрывов торпед в
скважине (месторождение Хевенер-Рэн, г. Огайо, США). Недостатки методов
мощного взрывного воздействия связаны с высокой опасностью проведения
работ и низкой эффективностью их в слабых коллекторах. Исходя из этого
16
предпочтение может быть отдано волновым неразрушающим технологиям,
работающим в области упругих деформаций.
Проблемы, связанные с вовлечением в разработку высокорасчлененных, тонких, плохо дренируемых пластов, требуют совершенствования технологий освоения и крепления скважин [4, 31, 39, 41]. Способы решения задачи, охарактеризованной выше как проблемы «пропущенных» пластов, могут быть дополнены технологиями волнового воздействия при кислотных
обработках, при создании депрессий на пласт, при креплении скважин с целью улучшения качества сцепления цемента с колонной и породой.
Таким образом, спектр применения технологий интенсификации притоков нефти и газа на основе инновационных волновых технологий достаточно широк, а потенциальные возможности этих технологий требуют развития работ по их теоретическому обоснованию и практической реализации.
1.2. Роль существующих методов интенсификации притока нефти
и газа в нефтегазодобыче
Опыт мировой нефтяной и газовой промышленности показывает, что в
процессе разработки и эксплуатации месторождений продуктивность скважин снижается во времени, особенно на стадии падающей добычи.
Причинами этого являются падение пластового давления, обводнение
скважин, изменение фильтрационных свойств коллекторов призабойной зоны. Практикой выявлено, что после окончания бурения при вскрытии продуктивных пластов и освоении скважин вследствие различных физикохимических процессов начальное гидродинамическое равновесие нарушается, и в продуктивном пласте образуются две зоны: ближняя (призабойная)
зона и дальняя зона пласта. Свойства их существенно отличаются. Это имеет
принципиально важное значение в отношении продуктивности скважины в
силу ряда причин:
- проникновения в породу коллектора инфильтрата бурового раствора,
приводящего к кольматации призабойной зоны;
17
- снижения фазовой проницаемости для нефти вследствие обводненности коллектора, выделения свободного газа и т.д.;
- нарушения термодинамического равновесия системы «скважина 
пласт»;
- образования водонефтяных эмульсий, ухудшающих проницаемость
коллектора;
- проявления сейсмоэлектрического эффекта Иванова (образования
двойных электрических слоёв) и т.д.
Эти основные, а также ряд других факторов, сопровождающих весь
цикл строительства скважины, оказывают существенное влияние на её продуктивность. При этом фильтрационно-емкостные характеристики призабойной зоны пласта и дальней (удаленной) зоны продуктивного пласта значительно отличаются как между собой, так и по сравнению с естественным состоянием пласта, не вскрытого скважиной. В связи с этим следует, очевидно,
рассматривать отдельно способы восстановления ФЕС призабойной зоны и
поддержания гидродинамических режимов работы дальних зон пласта.
Различные аспекты этой проблемы решались в течение продолжительного времени работами российских и зарубежных ученых. В частности, изучению сложного напряженно-деформированного состояния (НДС) призабойной зоны пласта посвящены работы К.С. Басниева, Ю.П. Желтова,
А.Х. Мирзаджанзаде, В.Н. Николаевского, К. Терцаги,
С. Пирсона,
Р.С. Яремийчука, I.C. Maxvell, S.A. Murill, W.W. Rubey и др. [32, 45, 61].
Исследованию фильтрационных и термических свойств ПЗП, а также
изучению кольматационных процессов в продуктивных пластах посвящены
работы Ю.В. Вадецкого, Г.Г. Вахитова, Ю.П. Желтова, С.И. Иванова,
А.Х. Мирзаджанзаде, М.Л. Сургучева и др. [32, 35, 61].
Вопросы заканчивания скважин, первичного и вторичного вскрытий
пластов и освоения скважин, имеющие важнейшее значение для эффективной эксплуатации скважин, рассматривались Р.Ю. Кузнецовым, Ю.С. Кузнецовым, Ю.А. Колодяжным, И.Н. Мельниковым, Ю.А. Миклиным, Е.Б. Со-
18
ловкиным [4, 31, 39, 41]. К числу этих исследований относится также разработка пулевых и кумулятивных перфораторов, а в последнее время  щелевых и гидропескоструйных перфораторов.
Среди методов стабилизации и увеличения добычи нефти и газа особое
место занимают методы интенсификации притоков, значительный вклад в
разработку которых внесли В.Е. Андреев, Ф.С. Абдулин, Т.И. Атакулов,
И.Н. Гайворонский, Р.Х. Гильманова, Г.С. Дубинский, С.И. Иванов,
Ю.А. Котенев, Р.М. Кондрат,
Н.И. Хисамутдинов, К.Ш. Ямалетдинова,
I.L. Rears, E. Breger, M.M. Monacher, Ch. U. Morris, D.D. Hill. Они могут быть
разделены на несколько групп: химические способы обработки ПЗП, в том
числе кислотное и термогазохимическое воздействия, гидродинамические
методы, в т.ч. гидроразрыв пласта, гидропескоструйная перфорация, имплозионное
воздействие,
многократное
мгновенное
депрессионно-
репрессионное воздействие, и физические методы, среди которых существенное значение имеют волновые технологии, которым посвящены труды
В.Е. Андреева, Р.Ф. Ганиева, А.Г. Гумерова, В.П. Дыбленко, Ю.Ф. Жуйкова,
С.И. Иванова, Ю.С. Кузнецова, Р.Ю. Кузнецова, О.Л. Кузнецова, Ю.А. Котенева, Р.Я. Кучумова, И.Т. Мищенко, Г.В. Рогоцкого, Э.М. Симкина,
Л.Е. Украинского, И.С. Файзуллина, и т.д. [16  19, 25, 29, 37, 39, 44, 45, 48, 49,
86].
На решение задач интенсификации пласта направлены сегодня усилия
ведущих мировых компаний, прежде всего «Schlumberger», «Halliburton»,
«Otis Engineering Corp.», «Lins», которые входят в корпорацию «Baker», и др.
Исследования по обоснованию и созданию волновых методов проводятся в
Научном центре нелинейной волновой механики и технологии РАН, Институте проблем нефти и газа РАН, ГНЦ РФ ВНИИгеосистем и др. Работы по
перспективным направлениям в области интенсификации добычи углеводородов проводятся во ВНИИнефть, Институте проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР), ГАНУ «Институт нефтегазовых технологий и новых мате-
19
риалов Республики Башкортостан», ООО «ВолгоУралНИПИгаз», Татнефть и
др. [35, 63, 64].
Следует сказать, что такая классификация методов воздействия на продуктивные пласты носит, в известной степени, условный характер, так как,
во-первых, не всегда существует чёткая грань между физическими и химическими эффектами воздействия, и, во-вторых, в настоящее время появился целый ряд комплексных или многофакторных технологий, объединяющих методы различных групп, например термоволновое воздействие на пласт и т.п.
Вопросам разработки и эксплуатации пластов трудноизвлекаемых запасов в условиях падающей добычи уникальных месторождений УралоПоволжья и Западной Сибири, в том числе ОНГКМ, посвятили свою трудовую деятельность выдающиеся ученые и соотечественники В.Е. Андреев,
З.С. Алиев, Р.И. Вяхирев, Ю.Ф. Вышеславцев, Р.Ф. Ганиев, А.Г. Гумеров,
Г.Р. Гуревич, Г.Л. Гендель, В.Е. Гавура, Н.А. Гафаров, А.Н. Дмитриевский,
С.И. Иванов, Ю.С. Кузнецов, Р.Ю. Кузнецов, В.Г. Карамышев, Ю.А. Котенев,
А.Н. Мокшаев, И.Т. Мищенко, А.Х. Мирзаджанзаде, Н.И. Хисамутдинов,
В.С. Черномырдин и др.
Поскольку целью данной работы является разработка многофакторных
волновых технологий сопровождения, то в ней будет дана характеристика
ингредиентных, составляющих технологий с целью обоснования их включения в состав общей многофакторной технологии.
Химические методы воздействия на призабойную зону [35] применяют
в подавляющем большинстве случаев с целью интенсификации работы пласта за счет увеличения его ФЕС посредством реакции горной породы с кислотой, а также за счет снижения сил межфазного поверхностного сцепления.
В зависимости от применяемой при обработках кислоты последние
подразделяются на соляно-кислотные, сульфаминокислотные, глино- и углекислотные.
В зависимости от технологической схемы кислотные обработки могут
быть импульсными, струйными, пенокислотными, термохимическими глубо-
20
кими или выборочными. Для усиления эффектов кислотных обработок они могут сочетаться с динамическими методами, в частности с гидровибраторами.
Потенциальные возможности и прогнозируемый эффект комплексной
технологии кислотной обработки и волнового воздействия определяются физико-химическими особенностями процессов растворения, скорость и полнота которых многократно увеличивается вследствие взаимного перемещения
при волновом воздействии растворителя (кислоты) и растворяемой твердой
фазы (горной породы). При волновом воздействии взаимное перемещение
скелета коллектора и насыщающего его растворителя возникает при прохождении в пласте возбуждаемой упругой волны, создающей деформацию сжатия-растяжения и сдвига, что вызывает взаимные смещения стенок поровых
каналов и трещин с обтеканием их «свежими» порциями кислотного агента.
В последнее время всё более возрастает интерес к тепловым методам
воздействия на продуктивные пласты (внутрипластовому горению, стационарному и импульсному термогазохимическому воздействию). Это связано с
вовлечением в разработку высоковязких нефтей, битуминозных отложений и
др. [32]. Эти процессы также могут быть интенсифицированы при совмещении этих технологий с волновым воздействием. Суть такого комплексирования основана на следующих предпосылках.
Тепловые поля, создаваемые в неоднородных по физическим свойствам горных породах, имеют очень неоднородную структуру. Тепловые потоки образуют в пласте «языки», которые, в свою очередь, огибают и замыкают зоны с малой теплоёмкостью, создавая блокированные зоны и участки с
защемленными углеводородами. Вовлечение в разработку запасов УВ в этих
зонах за счет диффузии и конвекции, создающих тепловые потоки и массопереносы из «холодных» зон пласта, в естественных условиях является очень
медленным процессом с низким коэффициентом полезного действия (КПД).
Диффузионные и конвективные процессы в пласте существенно ускоряются
при наложении волновых полей [42, 61]. Под действием упругих импульсов
21
более легкие фракции (капельная нефть, пузырьки газа) в соответствии с
уравнением Прандтля, приобретают большее ускорение:
duп
du
К в,
df
df
где
К
в
,
п
(1)
uп, uв  скорость капель соответственно нефти и воды;
𝜌𝘯, 𝜌в  соответственно плотность нефти и воды.
Таким образом, легкие фракции ускоряются в 𝛫 раз больше по сравне-
нию с водой или тяжелыми фракциями.
В связи с этим в области пласта, охваченной волновым воздействием,
возникает диффузионный процесс, когда тяжелая нефть из нижних слоев поднимается к кровле, замещая «выбитые» упругими импульсами легкие фракции, а легкие фракции из зон за границами теплового пятна фильтруются в
подошвенную часть взамен диффундированных в кровлю тяжелых фракций.
Особенностью теплового воздействия является процесс прогрева пласта вытесняемым УВ (нефтью, газом) с первоначальной пластовой температурой, т.е. движение теплового фронта блокируется холодной прифронтовой
зоной. Как следствие, при тепловом воздействии возрастают энергетические
затраты на дополнительный прогрев с целью поддержания энергии, теряемой
на границе теплового фронта.
Увеличение его интенсивности достигается путем волнового воздействия, сфокусированного на зону, включающую тепловое пятно (область
пласта в границах теплового фронта) плюс участок холодного пласта в прифронтовой зоне. Граница этого холодного участка устанавливается на расстоянии длины упругой волны перед тепловым фронтом. Следовательно, для
обеспечения эффективного теплового воздействия необходимо сконцентрировать волновое поле в границах теплового пятна. Иначе говоря, размеры зон
теплового и волнового воздействий должны совпадать.
Таким образом, условие эффективного взаимодействия теплового и
волнового полей достигнуто при наложении этих полей в ограниченной области пласта. При выполнении этого условия, обеспечивающего эффективное
22
взаимодействие полей, легкие фракции пластовых углеводородов в теплой
зоне будут разгоняться в волновом поле и «бомбардировать» УВ-фракции
холодной зоны, обеспечивая термоэнергетический обмен и массоперенос
между прогретой и холодной частями пласта. Это обеспечит ускоренное
движение теплового фронта, а также тепло- и массообмен с блокированными
зонами при существенном сокращении тепловых потерь.
Особое место среди технологий интенсификации притока нефти и газа
занимает гидроразрыв пласта, сущность которого состоит в искусственном
создании в продуктивном пласте разрывных (дизъюнктивных) нарушений в
виде трещин достаточно больших ширины и протяженности вследствие
нагнетания в скважину жидкости (воды, нефти) или пенообразного агента
[35]. Технология ГРП состоит из двух основных этапов: создание трещин в
пласте и закреплении их песком или проппантом.
Основные проблемы ГРП состоят в следующем:
- малая длительность жизни вновь образовавшихся трещин;
- трудности, связанные с вовлечением в разработку плохо проницаемых пропластков при гидроразрыве тонкослоистого коллектора;
- недостаточно высокая проводимость создаваемых при ГРП трещин
из-за их смыкания полностью или частично;
- невозможность создания циклических воздействий (повторных ГРП)
с целью «расшатывания» трещиноватого массива;
- увеличение неоднородности пласта из-за возникновения протяженных трещин и разрыва и, как следствие, снижение нефтегазоотдачи пласта
[35, 44, 61].
Преодоление указанных трудностей может быть осуществлено, повидимому, за счет применения параллельно с ГРП других динамических методов воздействия на геосреду, усиливающих или дополняющих эффекты
гидроразрыва, в частности, путем волнового воздействия.
Наряду с положительными эффектами, реализуемыми при проведении
работ с помощью охарактеризованных выше технологий интенсификации
23
притоков УВ, они имеют несколько общих недостатков и ограничений, к которым относятся:
- высокая стоимость работ при непродолжительном периоде проявления эффекта разового воздействия, что приводит к снижению эффективности
в отношении удельных затрат на единицу продукции;
- невозможность прямого воздействия на тупиковые зоны, защемленные углеводороды в блокированных зонах и др.;
- повышенная экологическая опасность, связанная с загрязнением почвы, воздушной и водной сред, водоносных горизонтов кислотами, растворителями, поверхностно-активными веществами (ПАВ);
- необратимые изменения механической целостности и структуры пластов;
- возможное обводнение пласта подошвенными и законтурными водами при неудачно проведенных ГРП.
Возможность устранения или снижения влияния этих недостатков основывается на общетеоретическом и специальном анализах взаимодействия
волновых полей с геосредой, а также на существующем опыте промыслового
применения волновых методов воздействия.
Принципиальной особенностью волновых методов является возможность дистанционного неразрушающего упругого многократно повторяемого
воздействия на объекты нефти и газа как в призабойной, так и в удаленной
зонах пласта.
Привлекательность волновых технологий воздействия на пласт как в их
потенциальных возможностях, так и в отношении преодоления отмеченных
проблем возбуждения пласта привела к широким научным исследованиям и
разработке многочисленных способов их практической реализации, в частности, по местонахождению источника возбуждения волнового поля: на поверхности земли и в скважине.
Среди всех методов и модификаций интенсификации притоков продуктивных пластов посредством волнового воздействия технология вибро-
24
сейсмического воздействия [29, 44] с поверхности земли на продуктивные
отложения является наиболее рациональной с технологической и экономической точек зрения, т.к. она мобильна, не зависит от сетки разработки и не
имеет ограничений, связанных с конструктивными особенностями скважин
при выборе их под воздействие волновыми методами, использующими скважинные волновые источники. Характеристики вытеснения, отражающие эффективность вибросейсмического воздействия, показаны на рисунке 1.3.
Рисунок 1.3  Характеристики вытеснения, отражающие
Эффективность вибросейсмического воздействия [44]
Технология воздействия с поверхности имеет принципиальные ограничения из-за недостаточной мощности, передаваемой в пласт при волновом
воздействии, вследствие значительного поглощения энергии в перекрывающих породах на пути «поверхность земли – продуктивный пласт».
Попытки выполнения таких работ осуществлялись на Северном Кавказе с помощью наземных вибраторов СВ-10/100 и ЦВО-100. В процессе этих
работ не получено прямого увеличения притоков, но в то же время обнаружены новые эффекты волнового воздействия на горную породу и нефтегазовые залежи: перераспределение НДС геосреды, дегазация геосреды и пласто-
25
вой жидкости, изменение физических свойств пластового флюида, в частности уменьшение содержания твердых фракций.
Охарактеризованный способ является, по-видимому, единственным
способом воздействия на пласт с поверхности земли. Имеются сведения о
применении в США на ранних стадиях развития методов интенсификации
накладных зарядов взрывчатых материалов, подрываемых в траншеях вблизи
добывающих скважин. Такие технологии являются экзотическими и не получили промышленного развития.
Все остальные, весьма многочисленные, методы волнового воздействия на продуктивные пласты тем или иным образом связаны с работами в
скважинах [29, 35]. Среди этих методов могут быть выделены две неравнозначные по числу составляющих их методов группы.
Первая малочисленная группа включает методы, основанные на воздействии с устья скважины. К этой группе принадлежат методы гидравлического и пневматического импульсно-ударного воздействий. При этом возбуждаются импульсы давления в столбе промывочной жидкости, которые
передаются по нему в ПЗП. Однако, несмотря на использование пульсаций с
большой амплитудой колебаний давления, эффективность передачи их к забою невелика из-за демпфирования колебаний импульсов в перекрывающих
породах. В силу этих обстоятельств настройка частоты вынужденных колебаний столба жидкости на собственную частоту пласта также является проблематичной.
Другой основной способ этой группы связан с вибросейсмическим воздействием на продуктивный пласт. В нем реализована комбинированная
технологическая схема, когда источник колебаний и излучатель разъединены, при этом источник находится на поверхности, а излучатель  в ПЗП. Оба
эти элемента соединены волноводом  колонной насосно-компрессорных
труб (НКТ). На верхнюю часть НКТ через оголовник и шабот действует
ударная сила стального бойка-сердечника индукционной катушки, разгоняемого в электродинамическом поле. Возбуждаемая при ударе упругая про-
26
дольная волна распространяется по волноводу к излучателю, зацементированному в ПЗП, трансформируется в волну перпендикулярного волноводу
направления и воздействует на ПЗП. Этот способ позволяет реализовать
непосредственное механическое ударное воздействие на пласт, но является
нетехнологичным, сложным в реализации, энерго- и материалоёмким и весьма дорогостоящим.
Вторая группа методов интенсификации связана с непосредственным
воздействием на ПЗП с использованием скважинных источников. В эту группу входят виброволновые, импульсно-ударные, акустические, электромагнитные методы.
Виброволновые методы [46] являются практически родоначальниками
волновых технологий. Здесь применяются вибраторы, использующие гидродинамический напор закачиваемой с поверхности воды.
К акустическим методам [44] относятся методы воздействия упругими
колебаниями, формируемыми непосредственно в ПЗП с помощью магнитострикционных преобразователей, на частотах 19...25 кГц. Большой коэффициент затухания таких высокочастотных колебаний ограничивает радиус
воздействия на ПЗП первыми десятками сантиметров.
Электромагнитные методы [29] основаны на обработке ПЗП мощными
импульсными полями, образованными в межэлектродном пространстве
скважины, причем одним из электродов является обсадная колонна. Воздействие электрическими импульсами на геосреду приводит как к обратимым,
так и необратимым изменениям структуры порового пространства за счет
укрупнения капилляров, разглинизирования пласта и т.п.
Импульсно-ударные методы основаны на использовании ударной волны, вызывающей изменение структуры порового пространства ПЗП. Ударная
волна создается за счет энергии взрыва специальных зарядов.
Среди таких методов наибольшее распространение получили термогазохимическое воздействие и технология разрыва пластов с применением пороховых генераторов давления [35]. В отличие от последнего метода, ТГХВ
27
работает с флегматизированными взрывчатыми веществами с длительным
временем горения, в силу чего ТГХВ оказывает только тепловое и физикохимическое воздействия без разрыва пласта.
Общим недостатком всех «разрушающих» технологий воздействия на
пласт, таких как гидроразрыв последнего и взрывной разрыв с применением
либо пороховых генераторов, либо жидких взрывчатых веществ, является
недостаточная протяженность трещин из-за быстрого затухания разрывного
бризантного усилия. С целью преодоления этого ограничения на месторождениях Техаса был реализован метод разрыва пласта «vibrofrac», основанный
на многократном ударном воздействии и накоплении энергии разрывных
усилий. Вследствие этого цуги волн давления заставляют периодически смещаться стенки трещин, продлевая их жизнь и обеспечивая увеличение проницаемости ПЗП. Тем не менее, широкое развитие методов взрывного разрыва пластов сдерживается их сложностью, недостаточной надежностью и проблемами безопасности.
Задача реализации технологии гидроразрыва с применением объемного
волнового воздействия как средства непрерывного возбуждения создаваемых
трещин, свободного от указанных недостатков, поставлена в настоящей диссертации и рассматривается в главе 4.
Промежуточное положение в системе классификации волновых методов занимают методы воздействия на продуктивные пласты с помощью
скважинных источников волновых полей. Дело в том, что технологическая
схема реализации этих методов предусматривает установку источников
непосредственно в скважине в интервале перфорации продуктивного пласта
[45]. Однако режимы воздействия на призабойную зону и волнового воздействия на удаленные зоны пласта существенно различаются, и часто эти два
вида воздействия не могут быть реализованы в одной технологической схеме. Попытка преодоления таких противоречий предпринята в данной работе
на основе объёмно-пространственных волновых технологий. Поэтому в дан-
28
ной главе рассмотрены лишь две технологии, в той или иной степени отвечающие развиваемым здесь подходам.
Одной из таких технологий является дилатационно-волновое воздействие. Метод основан на реализации двух одновременных процессов в добывающей скважине: образовании зоны разуплотнения пород (дилатации) за
счет разгрузки веса колонны НКТ на породы зумпфа и возбуждении в ПЗП
низкочастотных упругих колебаний столбом скважинной жидкости при работе штангового насоса. Сочетание статической зоны разгрузки воронки
напряжений, вызывающей дилатацию вышележащей продуктивной толщи, и
волновых процессов, воздействующих на трещины и капилляры в разуплотненной толще, приводит к повышению продуктивности скважин. Недостатками способа являются сложность его технической реализации и невозможность регулирования и управления процессом воздействия.
Этот принцип волнового воздействия на продуктивные пласты, получивший в некоторых работах название сейсмоакустического, создан
О.Л. Кузнецовым, И.С. Файзуллиным, Г.В. Рогоцким [44]. Традиционное
применение этой технологии основано на возбуждении упругих колебаний с
основной частотой спектра 5...20 Гц. При этом используются эффекты гидроимпульсного воздействия на пласт, возбуждаемого опускаемым в скважину электроискровым разрядником. Значительная мощность, срабатываемая в
импульсе (до 20 МВт), позволяет осуществить не только прямое импульсноударное воздействие в прискважинной зоне (включая ПЗП), но и возбудить в
резонансе стоячую и мощную каналовую волну, которая распространяется в
волноводе  продуктивном пласте  и возбуждает аномальные эффекты разгрузки зон напряженно-деформированного состояния. Второй из названных
эффектов реализуется наиболее полно, если воздействие осуществляется в
скважинах, находящихся внутри или вблизи тектонических сейсмоактивных
зон.
Принципы, реализованные в этой технологии, положены в основу разработанной в диссертации технологии объёмного волнового воздействия.
29
Охарактеризованные технологии предназначены для повышения эффективности разработки продуктивных пластов эксплуатируемых месторождений. Продуктивность скважин, объём и полнота дренирования пласта в
значительной степени зависят от эффективности работ по заканчиванию
скважин: качества вскрытия пласта и выделения продуктивных и водонасыщенных интервалов, полноты освоения скважин и др. Традиционные методы
решения этих проблем широко известны, хорошо освоены в практике нефтегазодобычи нефти и газа и включают циклические депрессии, комплексирование, кислотные обработки, мини-фраки и др. Тем не менее, постоянно
усложняющиеся горно-геологические условия, вовлечение в разработку малопроницаемых пластов, залежей высоковязких нефтей и т.п., ревизия старых месторождений и продуктивных пластов выдвигают целый ряд требований к точности выделения нефтегазонасыщенных интервалов и надежности
их оценки в результате испытаний и опробования.
На решение этих весьма сложных проблем, включающих также оценку
изменения насыщения зон углеводородами с течением времени, выявление
зон повторного насыщения, оценку изменения или смещения водонефтяного
контакта (ВНК) и газоводяного контакта (ГВК) в процессе заводнения при
поддержании пластового давления (ППД), направлены сейчас усилия ведущих мировых компаний, прежде всего Шлюмберже, Халибёртон, Бейкер
Хьюз и др. [92]. Но надежность этих методов часто оказывается недостаточной из-за вариабельности горно-геологических условий. В частности, проникновение инфильтрата в пласт может быть столь значительным, что выделение продуктивных зон становится практически невозможным даже с использованием наиболее совершенного комплекса АВС Шлюмберже. В этом
случае применение нетрадиционных технологий волнового воздействия в
комплексе со стандартными геофизическими исследованиями скважин (ГИС)
должно минимизировать риски ошибочных решений. Вопросы такого комплексирования рассматриваются в главе 4 диссертации.
30
Отмеченные особенности методов волнового воздействия (универсальность, упругий характер деформаций, интегрируемость в технологические
комплексы) позволяют предполагать успешность их инновационного применения при решении ряда новых нетрадиционных задач. К числу их относится
интенсификация притоков углеводородов нефтяных оторочек, метаноугольных и сланцевых пластов.
Уровни работ по каждому из этих направлений существенно
отличаются.
Актуальным в настоящее время вопросам добычи углеводородов из нетрадиционных источников – метаноугольных и сланцевых резервуаров  посвящены труды ученых М.В. Голицына, Н.А. Гафарова, А.Н. Дмитриевского,
С.С. Золотых, А.М. Карасевича, С.М. Карнаухова, В.П. Куленкова, В.Г.
Натура, М.А. Политыкиной, Н.М. Сторонского, А.М. Мастепанова.
Задачи повышения эффективности отбора газа из глинистых, сланцевых, угольных пластов, в том числе с применением волновых технологий,
являются весьма важными, но совершенно новыми задачами. По-видимому,
кроме взрывного возбуждения таких коллекторов накладными и скважинными зарядами взрывчатых веществ работ в этой сфере пока не проводилось,
что является дополнительным обоснованием важности проводимых в диссертационной работе исследований по воздействию на такие пласты.
Проблемы, связанные с разработкой нефтяных оторочек НГКМ, весьма
многообразны, что определяется, прежде всего, сложностью и спецификой
этих объектов разработки для различных месторождений. В частности, применительно к ОНГКМ разработка нефтяной оторочки Ассельской газонефтяной залежи ведется на естественном режиме периодическим газлифтом.
Сложность разработки заключается также в истощении энергии естественной
газовой шапки месторождения в условиях непрерывного изменения газового
фактора. В связи с этим обозначенные в главе 4 способы разработки технологии волнового воздействия на нефтяную оторочку должны осуществляться с
учетом этих особенностей.
31
Выводы по главе 1
1. В результате проведенного анализа установлено, что к настоящему
времени создано значительное количество методов интенсификации продуктивных пластов нефтегазоконденсатных месторождений. Большинство из
них применяется при разработке нефтяных месторождений. Значительно
меньше разработок выполнено для газовых месторождений, единичные работы – для нефтяных оторочек ГКМ при полном отсутствии технологий для нетрадиционных метаноугольных и сланцевых месторождений.
2. Выявлено, что среди всех методов интенсификации продуктивных
пластов наиболее интенсивно развиваются технологии волнового воздействия.
3. Установлено, что подавляющее большинство этих методов связано с
реализацией прямых эффектов волнового воздействия в скважинах на призабойную зону пласта.
4. Методы, использующие аномально возбуждаемые эффекты дистанционного волнового воздействия в целом на отдельные участки (блоки) пласта, имеющие принципиально важное значение в отношении увеличения
продуктоотдачи, находятся в стадии разработки. Среди них наиболее серьёзное
теоретическое
обоснование
и
практическую
реализацию
имеет
сейсмоакустическая технология.
5. В связи с закономерным истощением мировых ресурсов углеводородов роль волновых технологий, обладающих целым рядом уникальных возможностей в отношении интенсификации процессов добычи нефти и газа,
будет возрастать, что определяет важность и актуальность работ по созданию
таких технологий, и в особенности тех, которые обеспечивают большеобъёмное волновое воздействие на пласт.
32
2. ТЕОРЕТИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ И ГЕОЛОГОТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ СОПРОВОЖДАЮЩИХ
ВОЛНОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ
2.1. Основные характеристики возбуждаемых волновых полей
Способы реализации технологий волнового сопровождения процессов
разработки нефтяных, газовых, газоконденсатных и метаноугольных месторождений определяются двумя главными факторами: местом проведения
волнового воздействия и сейсмологическими характеристиками объекта для
воздействия.
В главе 1 рассматривались два основных случая применения волнового
воздействия: возбуждение упругих волн с поверхности земли или во внутренних точках геосреды.
В первом случае нижнее полупространство необходимо рассматривать
как безграничную геосреду, однородную в первом приближении, и гетерогенную, слоистую среду, более соответствующую фактической модели. Такая модель среды позволяет более адекватно описывать процессы, происходящие в дальней зоне пласта, и может применяться для разрабатываемой в
диссертации технологии объёмного волнового воздействия.
Во втором случае, при проведении волнового воздействия во внутренних точках геосреды, исследуются особенности возбуждаемого волнового
поля в ограниченной области продуктивного пласта, определяемой как призабойная зона пласта, при определении которой принимается модель насыщенной пористой среды (НПС).
Модели безграничной и слоистой сред [10, 11] являются составными
частями общей модели при объёмном волновом воздействии. В горных породах, как и во всех твердых телах, под действием приложенных к ним сил
происходит деформация, характеризующая изменение формы тела или взаимного расположения его частей. При этом характер деформаций при волновом воздействии в дальней и ближней зонах пласта существенно различается:
33
в дальней зоне они носят характер упругих деформаций, тогда как в ближней
зоне они обладают более сложной структурой, включающей упругие, пластические (в т.ч. термические) и разрывные деформации.
Область пласта, определяемая как его призабойная зона, формируется
уже при вскрытии пласта скважиной, развивается и видоизменяется в процессе его разработки. Основными факторами, определяющими геомеханические, термо- и гидродинамические свойства ПЗП, являются инфильтрация в
пласт бурового раствора, перераспределение напряженно-деформированного
состояния горных пород при вскрытии пласта с образованием так называемой «охранной» зоны  кольца уплотненных пород, возникновение пьезо- и
термоградиентов в промежуточной зоне «скважина  пласт» и др. В силу
действующих факторов и их суперпозиции призабойная зона пласта находится в метастабильном состоянии и характеризуется интенсивными процессами энергообмена и массопереноса в системе «скважина  пласт».
Интенсивность этих процессов столь велика, что, несмотря на незначительные размеры ПЗП (по некоторым оценкам, до 23 м [29]), она оказывает
весьма существенное влияние на процессы дренирования в продуктивных
пластах.
Многочисленные результаты работ по воздействию на ПЗП [16] показывают, что в результате возбуждения ПЗП высокочастотными волновыми
импульсами изменяются фильтрационные процессы в пластах: снижается
вязкость флюидов, повышается смачиваемость в поровых каналах, изменяются фазовые проницаемости пластовых жидкостей, происходит декольматация порово-трещиноватых сред, разуплотнение глинистых включений.
Среди большого числа способов воздействия на ПЗП при решении задачи разработки многофакторных технологий особое значение имеют те, которые могут быть интегрированы в технологию низкочастотного объёмного
волнового воздействия на дальние зоны пласта с блокированными запасами.
Общими точками этих технологий являются низкая основная частота
спектра, высокая мощность возбуждаемых волн и упругий характер воздей-
34
ствия на призабойную зону. Следовательно, в комплексную технологию синхронного воздействия не могут быть включены методы термогазохимического, теплового, взрывного воздействий, а также методы гидроразрыва пласта.
Совмещенное волновое воздействие на ближнюю и дальнюю зоны пласта
должно осуществляться синхронно импульсно-волновым методом. В то же
время, это не исключает разработку многофакторной технологии на принципах последовательного выполнения операций возбуждения пласта, например
ГРП  ОВВ, ОВВ  СКО  ОВВ и др. Но здесь дополнительно следует согласовывать величину интервалов и время последействия выполняемых
процедур.
Обоснование технологии объёмного волнового воздействия требует
рассмотрения особенностей волнового поля [78], возбуждаемого в больших
объёмах слоистых сред нижнего полупространства. Это поле может быть
представлено в виде суммы двух векторных полей [89]:
𝙐 = 𝙐р + 𝙐s,
где
(2)
𝙐 – вектор смещения поля;
𝙐р, 𝙐s – потенциальные и вихревые составляющие поля, обладающие
скалярным потенциалом φ (x, y, z, t) и вектор-потенциалом ψ (x, y, z, t ).
С учетом этого вектор смещения выражается в виде:
𝙐 = grad φ + rot ψ.
(3)
Потенциальная составляющая связана с распространением продольной
волны Р деформаций сжатия-растяжения, вихревая составляющая определяет
поперечную волну S деформаций сдвига. При наличии в геосреде слоев на
границах раздела возникает также волна релеевского типа.
В задачах возбуждения пластов эти волны выполняют разные функции.
Волна сжатия-растяжения вызывает изменение объёма твердого скелета и газожидкостной фазы, а волна S – взаимное смещение стенок капиллярных каналов и трещин. Очевидно, что деформации этих двух видов обеспечивают
повышение притока пластовой жидкости за счет возникновения миниградиентов давления на фронте распространяющейся в пласте упругой про-
35
дольной волны и снижения фильтрационных сопротивлений за счет взаимных циклических смещений стенок капилляров и трещин при прохождении
поперечной волны. Следовательно, при разработке технологии и технических
средств волнового воздействия особое внимание должно быть сосредоточено на способах и устройствах возбуждения наиболее интенсивных волн обоих типов.
Оценка энергоёмкости различных технико-технологических средств
волнового воздействия может быть выполнена с применением методов классической теории поля, а также методов специальной теории случайных процессов [9, 21, 75, 79].
Основные особенности волнового воздействия в области интенсификации притоков продуктивных пластов состоят в использовании импульсных
источников волнового поля, работающих в неоднородных анизотропных
насыщенных пористых геологических средах [20].
Основные трудности анализа волновых процессов, развивающихся в
анизотропных горных средах вообще и в продуктивных пластах в частности
при волновом воздействии, заключаются в сложном интерференционном характере полей упругих волн. Вследствие этого в каждой точке пространства
образуется многозначная функция аргументов (параметров), связанных с
волнами разного типа и различного происхождения [11, 40]. Задача анализа
таких полей в конкретных практических приложениях к технологии волнового воздействия требует новых, не использованных ранее в традиционной
сейсморазведке подходов к анализу волновых явлений. Одним из возможных
путей решения таких проблем является использование адаптированных к
данной задаче методов теории аналитических функций.
Характер взаимодействия полей упругих волн, создаваемых при волновом воздействии на пласты и поля разного типа, прежде всего поля скоростей
гидродинамических фильтрационных потоков, существующих в объёме геосреды, может быть установлен на основе пространственного анализа параметров волновых полей на месторождении.
36
При волновом воздействии на каждую точку геосреды (пласта) действуют упругие силы, образующие в ограниченной части пространства силовое поле. Действующие в пространстве силы зависят от координат точки
пространства и от времени: F (x, y, z, t ) [40], и вследствие этого волновое поле при волновом воздействии является нестационарным [1]. Поскольку в
данном случае работа сил поля зависит только от начального и конечного
положений перемещаемых объёмов жидкости и не зависит от траектории её
перемещения, то силовое поле является потенциальным. При движении жидкости в потенциальном силовом поле под действием только сил поля имеют
место законы сохранения энергии, массы и количества движения, что позволяет, в частности, исследовать эффективность волновых источников и транзитные (например гидропроводность) свойства пласта.
Для потенциального поля вихрь векторного поля rot a = 0. Потенциальное течение может иметь место при определенных условиях только тогда,
когда отсутствует трение, жидкость несжимаема, силы вязкости малы и т.п.
Эти условия не выполняются для реальных жидкостей. Поэтому векторный анализ волновых полей, возбуждаемых в геосреде, важен для практической оценки волновых явлений при волновом воздействии. При этом, если
выполняется условие rot a = 0, то поле упругих деформаций является потенциальным, и для него div a ≠ 0. Если выполняется условие rot a ≠ 0, то поле
является соленоидальным, и для него div a = 0.
Таким образом, в общем виде векторный анализ упругих полей при
волновом воздействии дает следующие критерии оценки и оптимизации последнего:
rot a = 0 , div a ≠ 0  потенциальное поле;
div a < 0  условие стока;
div a > 0  наличие источника (исток);
div a = 0  отсутствие возмущений;
rot a ≠ 0, div a = 0  соленоидальное поле.
37
В силу специфики волнового воздействия в анизотропных средах образуются сложные волновые поля, которые являются наложением потенциальных и соленоидальных полей. При этом оптимальным в отношении интенсификации притоков является создание в пласте интенсивных источников с
максимальными дивергенцией и вихрем поля. Тогда оптимизирующие функционалы могут быть определены ∕1 =∕div a∕max ∕2=∕rot a∕max . Выполнение
этих условий означает достижение максимальной плотности потока и максимальной скорости закручивания потока. Последнее может быть достигнуто
техническими средствами – применением «вихревых» волновых источников
[40, 42, 71, 72].
Особенностью технологии волнового воздействия является то, что анализ возбуждаемых в горной среде волновых полей и характера изменения параметров последних в процессе разработки может осуществляться в достаточных объёмах только при наблюдениях на поверхности земли. Поверхностные измерения технологически и экономически особенно эффективны
при массовых мониторинговых наблюдениях. При таком подходе возникает
вопрос о том, в какой степени измерения волнового поля на поверхности
земли отражают его структуру и особенности динамических процессов в
нижнем полупространстве, т.е. в объёме геосреды, содержащей, в частности,
целевой продуктивный пласт. Кроме того, в связи с невозможностью измерений волновых полей в достаточном объёме на поверхности (в силу технических и экономических причин) возникает вопрос об информативности измерений на определенных контурах (границах) по отношению к интегральному
полю на поверхности.
Действие волнового источника в среде, занятой течением пластового
флюида, приводит к изменению характера установившихся соотношений динамики пласта.
При этом рассматриваются скалярные и векторные поля. К числу первых могут быть отнесены технологические параметры пласта, полученные в
отдельных его точках (скважинах): пластовое давление, температура и т.п.
38
Векторное поле образует множество всех векторов скоростей частиц установившегося потока пластового флюида.
Градиент скалярного поля, дивергенция и вихрь (ротор) векторного поля являются основными дифференциальными операциями анализа волновых
технологий [89]. Ротор представляет собой векторную характеристику вращательной составляющей векторного поля (или его «скручивание»), причем
ротор векторного поля rot a имеет R, Q, P составляющие координаты вектора a в базисе i, j, k.
Тогда
rot a = {
𝝏𝑹
𝝏𝒚

𝝏𝑸
𝝏𝒛
,
𝝏𝑷
𝝏𝒛
𝝏𝑹
𝝏𝑸
𝝏𝑷
 𝝏𝒙 , 𝝏𝒙  𝝏𝒚 }.
(4)
В этом случае, если поле a есть поле скоростей потока жидкости, то
максимальная скорость последнего будет отмечена в направлении rot a, её
величина равна 1/2 / rot a /.
Важнейшей характеристикой поля при волновом воздействии является
дивергенция.
Дивергенция div a векторного поля a (M), имеющего в базисе i, j, k координаты P, Q, R, определяется как сумма:
div a =
𝝏𝑷
𝝏𝒙
+
𝝏𝑸
𝝏𝒚
+
𝝏𝑹
𝝏𝒛
.
(5)
Дивергенция поля характеризует изменение интенсивности поля. Дивергенция есть предел отношения потока векторного поля через замкнутую
поверхность, окружающую данную точку, к объёму, ограниченному ею. Если
рассматривать векторное поле a (M) как поле скоростей в установившемся
течении несжимаемой жидкости, то div a в точке означает интенсивность источника при условии div a > 0 или стока находящегося в этой точке, при
div a < 0 или отсутствие источника и стока в случае div a = 0.
При анализе волновых процессов, развивающихся при импульсном
воздействии на продуктивные пласты или, в более конкретном случае, на замкнутые области пласта (например блокированные зоны пласта, языки или
39
тупиковые зоны), чрезвычайно важное значение имеют два интегральных соотношения: формула Остроградского и формула Стокса.
Формула Остроградского даёт преобразование интеграла, взятого по
объёму Ω, ограниченному поверхностью 𝛴, в интеграл, взятый по этой поверхности:
𝝏𝜲
∭Ω (𝝏𝒙 +
𝝏𝒀
𝝏𝒚
+
𝝏𝒁
𝝏𝒛
) dXdYdZ = ∬𝛴 Xdydz + Ydzdx + Zdxdy, (6)
где X, Y, Z  функции точки (x, y, z ), принадлежащей трехмерной области Ω.
Особое значение формулы Остроградского при разработке и анализе
волновых технологий воздействия на продуктивные пласты, и особенно на
ограниченные участки пласта, имеющие замкнутые границы (поверхности),
вытекает из гидродинамического истолкования этого соотношения. Оно состоит в том, что количество жидкости, транспортирующейся через оболочку
(например границу блокированной зоны) 𝛴 в единицу времени может быть
определено равносильными способами:
- исходя из интенсивности (мощности, производительности) отдельных
(в теории точечных) источников, заполняющих область. При этом объём
флюида определяется на основании приведенной формулы;
- исходя из скорости частиц потока, приобретаемой при волновом воздействии в совокупности с пластовым вектором давления, в момент его прохождения через оболочку (граничную поверхность) 𝛴.
При этом количество мигрирующей жидкости или газа определится на
основании той же формулы.
Это следствие, вытекающее из формулы Остроградского, имеет очень
важное значение применительно к технологии волнового воздействия, т.к.
позволяет определить стоки или источники на основании двойного интегрирования на любой поверхности области пласта (рисунок 2.1).
40
Рисунок 2.1  Поток поля через поверхность G
Для анализа упругих полей, создаваемых в горных средах при волновом воздействии, важное значение имеют практические приложения, вытекающие из формулы Стокса:
∬ ( n, rot a ) d 𝜹 =∮γ (a, t ) dl,
где
(7)
a (M)  дифференцируемое векторное поле, имеющее непрерывный
вихрь rot a;
𝛴  поверхность;
n – единичный вектор нормали к поверхности 𝛴 ;
t  единичный вектор касательной к границе γ поверхности 𝛴 ;
l  длина дуги γ ;
d𝜹 элемент поверхности 𝛴.
Формула Стокса применительно к ОВВ имеет следующее физическое
содержание: поток вихря векторного поля через поверхность 𝛴 равен циркуляции этого поля вдоль кривой γ (рисунок 2.2).
Циркуляция скорости течения пластовой жидкости или газа является
мерой завихренности течения, при этом возможны следующие случаи. Если
циркуляция по любому замкнутому контуру фильтрационного потока равна
нулю, то течение будет потенциальным (безвихревым): rot v = 0.
41
Рисунок 2.2  Циркуляция поля по контуру L
Если скорость течения жидких частиц по любому контуру имеет одну и
ту же величину, то течение будет иметь форму прямолинейного вихря, при
котором все частицы движутся по концентрическим окружностям с одним
центром на оси вихря.
Если циркуляция по замкнутым контурам (всем или некоторым) отличная от нуля, течение жидкости будет вихревым (полным или в соответствующих областях).
Если же при этом течение имеет неоднозначный потенциал скоростей,
то оно будет безвихревым, но и не потенциальным, как в первом случае.
Неоднозначность потенциала означает существование в области течения
замкнутых твердых частиц, например блокированных зон или языков. Таким
образом, циркуляция поля является характеристикой неоднородности гидродинамических процессов в пласте к диагностическим признакам выделения
зон волнового воздействия.
Использование формул Остроградского и Стокса позволяет получить
энергетические оценки характера волнового воздействия на продуктивные
пласты.
На основании формулы Остроградского определяются также характер
поля в окрестностях промысловых объектов, наличие источников и стоков,
величины потоков, интенсивность источников в данных точках.
42
Из формулы Стокса вытекает, что наибольшая работа волнового поля,
совершаемая на границах промысловых объектов, достигается при наибольших значениях потока вихря rot a поля. Это, в свою очередь, обосновывает
необходимость турбулизации пластовых потоков за счет возбуждения вихревых волновых полей, в частности, с использованием вихревых скважинных
источников.
Таким образом, промысловые измерения параметров работы скважин
(дебита, приемистости, давления и т.д.) могут быть использованы на основе
приведенных алгоритмов обработки для оценки способов, параметров, а также эффективности объёмного волнового воздействия.
2.2. Особенности волновых процессов в слоистых неоднородных
средах
Кроме гидродинамических характеристик при разработке комплексных
многофакторных волновых технологий важнейшее значение имеют горногеологические и физико-механические (геоакустические) свойства разреза
горных пород.
Слоистость и слойчатость (переслаивание маломощных тонких прослоев) геосреды, которые являются неизбежным свойством осадочных пород
[11], играют чрезвычайно важную роль в разработке технологий волнового
воздействия, особенно по отношению к разрабатываемым в диссертации объёмным волновым воздействиям. При этом продуктивные пласты-коллекторы,
заключающие в себе насыщенные пористые среды, отличаются в силу этих
свойств от вмещающих их выше- и нижележащих пород по своим физикомеханическим и реологическим свойствам: более низкая плотность и акустическая жесткость, повышенная пористость и трещиноватость, проницаемость, пьезо- и гидропроводность.
Такие пласты образуют так называемые волноводы, обладающие тем
свойством, что возбужденная в них тем или иным способом волна, переотражаясь от подошвы и кровли пласта-волновода и не выходя из него, распро-
43
страняется и переносит энергию без существенных потерь на весьма значительные расстояния.
Поскольку скорость распространения упругих волн в волноводе меньше, чем в покрывающих и подстилающих его отложениях, то при удалении
от источника (при больших углах падения волн на границы раздела) коэффициент отражения от границы слоя и полупространства значительно возрастает, и поэтому распространяющаяся внутри слоя волна при каждом акте отражения ослабевает лишь незначительно, и вся энергия, излучаемая источником, переносится упругими волнами внутри слоя [11, 44].
Наличие волноводов в геологических разрезах нефтегазоконденсатных
месторождений имеет принципиально важное значение, во-первых, в отношении интенсификации процессов фильтрации в продуктивных пластах и,
во-вторых, при решении задач воздействия на тупиковые зоны и страгивания
блокированных участков в удаленной области пласта за счет дальнего переноса упругой энергии в волноводах. Рассматриваемые в работе технологические схемы волнового воздействия предусматривают возбуждение каналовой
волны при помощи источника, находящегося как внутри, так и вне пласта
(рисунок 2.3).
Рисунок 2.3  Волноводное распространение упругих колебаний
Геологические среды, содержащие месторождения углеводородов, относятся к слоистым средам, состоящим из системы слоёв, расположенных
между двумя полупространствами. При этом наиболее распространенным
является случай тонкослоистой среды, когда мощность слоя порядка или
44
меньше длины волны. Более того, в ряде случаев присутствуют тонкослоистые зоны, когда между полупространствами расположен многослойный
продуктивный пласт. Такой случай будет рассмотрен далее при анализе технологии интенсификации притоков углеводородов метаноугольных и сланцевых месторождений. Принципиальным отличием таких зон является то,
что в силу интерференции волн, возникающих в отдельных пластах, при волновом воздействии образуется суммарное волновое поле, характерное для
всей толщи в целом. Возбуждение отдельных тонких слоёв с применением
существующих технологий практически не осуществимо. В этих условиях
наиболее эффективным является применение предлагаемой в диссертации
технологии объёмного интегрального волнового воздействия на всю толщу.
Пласты горных пород обладают также и другими весьма важными геоакустическими свойствами – собственной частотной характеристикой [22, 77,
87]. Нелинейность пластовых систем приводит к тому, что они имеют довольно широкий набор собственных частот, среди которых, тем не менее,
выделяется преобладающая частота, определяемая в ряде работ [16, 35] как
собственная, резонансная или доминантная частота пласта.
При возбуждении пласта импульсной силой его собственные колебания
происходят именно на этой частоте. Если в пласте возбуждается волна Uи (t),
имеющая спектр Sи (ω):
∞
Sи (ω) =∫𝟎 𝑼𝒖 (𝒕)𝒆-jwtdω,
(8)
то спектр Sn(ω) возникающей в пласте волны Un(t) будет определен по формуле:
Sn(ω) = K(ω) ∙ Sи(ω),
где
(9)
К(ω) – частотная характеристика пласта.
Наличие резонансной (доминантной) частоты пласта предопределило
разработку значительного числа технологий, основанных на возбуждении пласта на этой частоте, создаваемой волновым источником. Однако на пути этих
технологий существуют как минимум два очень серьёзных ограничения.
45
Во-первых, пласт как нелинейная динамическая система с рассредоточенными
параметрами [74] обладает целым рядом собственных частот, и определение
наиболее энергоёмкой (доминантной, по терминологии разработчиков) частоты представляет значительные трудности или просто невозможно. Во-вторых,
создание мощного тонального волнового источника, работающего на доминантной частоте пласта, также весьма проблематично с технической точки
зрения. Отмеченные ограничения устраняются авторами технологии ОВВ за
счет применения импульсного источника большой мощности, излучающего
волны с широким спектром частот. Такое техническое решение обосновано
тем обстоятельством, что тонкие пласты являются частотным фильтром, и при
любом способе создания упругого поля пласт возбуждается на частоте, соответствующей максимуму его частотной характеристики. При этом неизбежные
энергетические потери за счет спектральных гармоник, отсекаемых частотной
характеристикой пласта, восполняются посредством накопления энергии при
многократном воздействии (в нашем случае порядка 10 тысяч).
Сказанное вытекает из следующего соотношения, аналогичного приведенному выше:
Sn(ω) = Sв(ω) ∙ K(ω),
где
(10)
Sn(ω)  спектр сигнала в пласте;
Sв (ω)  спектр возбуждаемого сигнала;
K (ω)  частотная характеристика пласта.
Характер волновых полей при возбуждении пластов определяется в
большой степени также и характеристиками источников волнового поля.
По принципу действия и виду характеристики направленности применяемые в наших работах скважинные волновые источники представляют собой комбинацию источников типа центра расширения и сосредоточенной горизонтальной силы. При проведении волнового воздействия в расчлененных
слоистых продуктивных толщах характеристика направленности формируется и растягивается в горизонтальном направлении в силу известного свойства
естественной направленности слоистых сред [11, 24].
46
Среди всех динамических явлений в слоистых средах важнейшее, абсолютное значение имеют стоячие волны (рисунок 2.4). Они образуются при
определённых соотношениях между мощностью слоя и длиной волны:
Н = (2к 1 )𝜆∕4,
где
(11)
Н  мощность слоя; 𝜆  длина волны; к = 1,2,…
Рисунок 2.4  Стоячие волны деформации (1) и скорости (2),
узлы деформации (3)
При выполнении этого условия суперпозиция волн, отраженных от
кровли и подошвы пласта (как в случае волноводного распространения), есть
стоячая волна. При этом стоячая волна скорости описывается выражением:
V = 2 ω A сos Kx sinωt ,
(12)
а стоячая волна деформации:
𝛴 =  2 kA sin kx cos ω t,
где
(13)
ω  частота;
A  амплитуда.
Амплитуда деформации [2kA sin kx] максимальная в той точке про-
странства, где амплитуда смещения [2A cos kx] равна нулю, т.е. узлы деформации совпадают с пучностями смещения.
При этом область пласта мощностью, равной четверти длины волны
(𝜆∕4), между пучностью и узлом деформации является энергетически замкнутой областью, в которой дважды за период происходит превращение
47
кинетической энергии в потенциальную. Принципиально важной особенностью этого процесса является то, что отмеченные области не обмениваются
энергией с соседними интервалами и являются как бы замкнутыми областями непрерывных энергетических переходов. Потенциальная энергия напряжений, сконцентрированная в процессе этих переходов в окрестности узлов
стационарных волн, вызывает периодические деформации горной среды в
таких областях пласта. Это приводит, в свою очередь, к возникновению процессов пульсирующего изменения (уменьшения или увеличения) вторичной
пустотности (пористости, трещиноватости) коллектора.
Таким образом, возникает как бы поршневой эффект, сопровождающийся возникновением локальных градиентов давления в пористой среде на
фоне общего градиента в направлении областей отбора:
P𝛴 =△Pпл + △Pвв ,
(14)
где △Pпл ,△Pвв  градиенты соответственно пластового и волнового давлений.
Таким образом, транспортируемая в пласт при волновом воздействии
упругая энергия возобновляет истощившиеся её запасы в пласте, что приводит к замедлению темпа падения средневзвешенного давления. Это явление
сопровождает как чисто газовый, так и водонапорный режимы работы
пласта.
Локальные перепады пластового давления, вызванные установившимся
волновым процессом, играют весьма значительную роль в возникновении
динамических сил в блокированных зонах залежи.
Условие страгивания целика определяется следующим соотношением
давлений в продуктивном пласте:
Рс > ∆Рц + ∆Рв  Рк,
где
∆Рс > 0,
Рс  давление страгивания;
∆ Рц  разность давлений на границах целика;
Рк  капиллярный гистерезис давления;
Рв  давление на фронте волны.
48
Дополнительным фактором, обеспечивающим эффективность волнового воздействия, является наличие неоднородностей в горном массиве вообще
и в продуктивном пласте в частности. Этот фактор способствует как накоплению потенциальной энергии в пласте, так и разрядке накопленной энергии.
Таким фактором являются, в частности, трещины в массиве горных пород как естественные, геотектонические, так и искусственно созданные при
гидроразрыве пласта. При наложении полей упругих волн характер геомеханических процессов меняется [14].
При распространении упругой волны колебания, создаваемые в области разрывного нарушения, воздействуют на поверхность контура макротрещины. При этом к её вершине приурочены растягивающие усилия. Уровень
напряжений, сконцентрировавшихся в вершине трещины, при определенных
условиях (совпадение оси трещины с направлением главных напряжений)
может превосходить предел прочности горной породы, в результате чего
происходят развитие главной (магистральной) трещины и возникновение
большого числа оперяющих её трещин. Условием возникновения этого процесса, носящего лавинообразный характер, является:
fг  fв < fp ,
где
fг  горное давление;
fв  напряжение на фронте;
fр  растягивающее усилие.
Процесс расформирования застойных зон и вовлечения их в разработку
включает два этапа: во-первых, «просачивание» газа из блокированного
участка под действием направленных упругих сил и, во-вторых, возникновение массовой фильтрации за счет «проталкивания» газа вследствие циклических деформаций в объёме пласта, возникающих при волновом воздействии.
При смене фазы сжатия фазой растяжения в импульсе упругой волны
за счет квазипериодического волнового процесса происходит растяжение
пористой насыщенной среды. Сечение фильтрационных каналов уменьшается,
49
а давление жидкости в фазе растяжения увеличивается. При наличии общего
пластового градиента давления, направленного в область отбора жидкости (в
зону питания скважины), и градиента капиллярного давления образуются
неравновесные динамические области: перед зоной сжатия с пониженным
давлением (за счет существования общего градиента) и за этой зоной. Тыловая
зона характеризуется повышенным давлением и повышенным фильтрационным сопротивлением из-за действия сил капиллярного гистерезиса.
В связи с этим объём газа △V, зашедшего в область пласта в фазе сжатия, проталкивается по пласту в фазе растяжения упругой волны в направлении меньших давлений и меньших фильтрационных сопротивлений, т.е. в
зону отбора. Первый эффект связан с наличием общего градиента давления,
второй эффект определяется существованием капиллярного гистерезиса давления. Общая порция флюида, прокачанная в направлении добывающей
скважины, составит за один период [76]:
2△V = [(V + △V)  (V △ )].
(15)
В результате проведенных исследований [45] было показано, что в поле упругих колебаний возникает целый ряд специфических эффектов. В
частности, вокруг нефтяной капельной фазы появляются гидродинамические
микротечения, сопровождающиеся появлением сил взаимного притяжения
Бьёркнесса, приводящих к слиянию капель и образованию кластеров. В то же
время, движение нефтяной фазы в капиллярном канале возникает только после преодоления капиллярных сил. При наложении упругого поля в фазе
сжатой упругой волны движение нефтяной фазы будет соответствовать режиму пропитки, который характеризуется совпадением направлений градиентов колебательного и капиллярного давлений. В фазе растяжения градиент
колебательного давления будет противоположен по направлению градиенту
капиллярного давления, движение нефтяной фазы будет соответствовать режиму дренирования. Однако в силу явления капиллярного гистерезиса обратное движение нефтяной фазы будет полностью гаситься.
50
Другой важный эффект, вызванный наложением волнового поля, связан с дегазацией растворенного в пластовых жидкостях абсорбированного в
порах скелета газа. Это приводит к увеличению объёмной газонасыщенности
пласта и изменению фазовых проницаемостей нефти и воды. При этом подвижность воды всегда уменьшается, а подвижность нефти заметно увеличивается в условиях большой обводненности. При этом происходит как увеличение притока нефти, так и конечной нефтеотдачи.
Отмеченные эффекты позволяют говорить о том, что увеличение реальной нефтеотдачи пласта может быть получено за счет интегрирования её в
многофакторные технологии при одновременном волновом возбуждении
больших объёмов (большой площади) продуктивного пласта. Решение этой
задачи с помощью существующих технологий крайне затруднительно, поскольку подавляющее большинство из них ориентировано только на улучшение ФЕС призабойной зоны.
В связи с этим в диссертации рассматриваются вопросы теоретического обоснования и практической реализации системы большеобъёмного волнового воздействия на продуктивные пласты. В основу этих разработок положена интерференционная теория волновых полей. Это, в частности, связано с решением проблемы турбулизации потока в пластах, которая, как известно, всегда означает повышение притока, что связано со снижением фильтрационных сопротивлений, вовлечение в струйное течение застойных и
приграничных зон пласта и др. Решение этой проблемы рассматривается в
диссертации путем использования ряда волновых явлений, возникающих в
пласте при возбуждении в нем поля упругих волн.
Одно из них связано с образованием в пласте стоячих волн, условия
возникновения которых определены формулой L = (2n 1)λ/4. На рисунке 2.5
слева показаны лучи 3 и фронты 4 стоячих волн. При интерференции прямой
и встречной волн образуются области пучности 6, узлы 5 и узловые линии 7.
В зоне пучностей амплитуда смещения максимальная, а деформация равна
нулю. Как видно из схемы, в пласте по его простиранию образуется ряд че-
51
редующихся узловых поверхностей с максимальными деформациями
(напряжениями). Это приводит к возникновению в пласте микроградиентов
давления, обеспечивающих движение флюида в зону отбора скважины на
фоне общего пластового градиента давления. Поскольку пласт является консервативной динамической системой, образованной энергетически замкнутыми участками размерами, равными четверти длины волны, стационарный
волновой процесс является слабозатухающим, и при повторном импульсе
волнового воздействия энергия его восстанавливается.
1  скважинный источник; 2  пласт; 3  лучи; 4  фронты стоячих
волн; 5  узловые точки; 6  зоны пучностей; 7  узловые линии
Рисунок 2.5  Схема интерференции волн в пласте
В силу неравновесности и неоднородности динамического состояния
пласта возникновение в нем при волновом воздействии чередующихся областей сложного напряженно-деформированного состояния приводит к турбулизации, повышению полноты фильтрации пластовой жидкости.
Второе техническое решение, рассматриваемое в диссертации, связано
с созданием условий для возбуждения и распространения в пласте продольных и поперечных головных волн (баллистических волн, волн Минтропа).
На рисунке 2.6 приведена лучевая схема возникновения этих волн при
расположении источника выше и ниже пласта.
52
1- а, 1- б  волновые источники; 2  переотражение; 3  головные
волны; 4  фронт волны; 5  застойная зона
Рисунок 2.6  Волновая схема возбуждения приграничных зон пласта
Эти волны возникают и распространяются по границам пласта в том
случае, когда волна, возбуждаемая источником, падает на границу под углом
полного внутреннего отражения:
sin 𝜶 =
sin 𝜷 =
𝑽𝒑₁
𝑽𝒑₂
𝑽𝒔₁
𝑽𝒑₂
 для продольной головной волны;
 для поперечной волны
(16)
(17)
где 𝜶 и 𝜷  углы падения волн на границу;
Vp1, Vp2, Vs1 – cкорости; р и s  волны в средах 1 и 2.
Необходимость использования этого технологического приёма связана
с тем, что при движении пластового флюида вблизи границ пласта вектор силы гидравлического сопротивления может уравновесить вектор пластового
давления, вследствие чего движение флюида либо замедляется, либо прекращается, либо приобретает даже противоположный знак (обратное течение). В этом случае периодически возбуждаемый в пласте импульс головной
волны ∆ 𝑷 способствует преодолению приграничных сил и вовлечению в
53
процесс фильтрации пластовой жидкости в застойных зонах. При этом особое значение имеет образование поперечной головной волны, которая создаёт деформации сдвига на стенках капилляров и берегах трещин, которые
уничтожают силы адгезии.
Применение при волновом воздействии технологического приёма, связанного с возбуждением головных волн, обеспечивает повышение эффективности воздействия на дальние зоны пласта, поскольку скользящие вдоль границы волны возникают уже далеко за призабойной зоной и распространяются на большие расстояния.
Повышение энергоёмкости волнового воздействия связано с реализацией свойства самофокусирования в пласте энергии волнового воздействия
[11]. Этот эффект возникает в условиях нелинейности акустических свойств
пласта. В частности, приграничные зоны пласта испытывают влияние границ
раздела с выше- и нижележащими отложениями, и их акустическая жесткость выше этого показателя в центральной зоне пласта. Это даёт возможность расчета местоположения волнового источника таким образом, чтобы
обеспечить эффективное фокусирование энергии в пласте.
Свойства самофокусирования энергии сложными коллекторами с высокой степенью расчлененности использовались также в диссертации при
разработке технологии объемного волнового воздействия на метаноугольные
пласты. Это тем более важно, так как разрабатываемая в диссертации технология объёмного волнового воздействия позволяет осуществлять интегральное, суммарное возбуждение всей продуктивной толщи, обеспечивая, в частности, перетоки из блокированных зон и вертикальную фильтрацию пластовой жидкости из плохо проницаемых в хорошо дренируемые пропластки, повышая тем самым уровень извлекаемых запасов. Схема объёмного волнового
воздействия на тонкослоистые толщи приведена на рисунке 2.7.
54
Рисунок 2.7  Лучевая схема для тонкослоистой среды (а)
и суммарный фронт интерференционной волны (б)
Технология ОВВ имеет широкие функциональные возможности, т.к.
известные методы, связанные с локальным воздействием на призабойную зону, не обеспечивают возбуждение тонких слоёв и прослоев, мощность которых зачастую на порядок меньше линейного размера излучающего элемента
волнового источника.
2.3.
Технология
объёмного
волнового
воздействия
на продуктивные пласты
Разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами требует
рационального подхода к выбору технологий доизвлечения углеводородов.
Системный подход к интенсификации работы пласта в условиях падающей
добычи базируется на поддержании и восстановлении его упругой энергии.
Выявлено, что большинство методов интенсификации притока продуктивных пластов связано с воздействием на ПЗП с целью восстановления ее
фильтрационных характеристик [29, 44]. Однако, зона проявления эффектов
от использования существующих методов – первые сантиметры от стенок
скважины [29]. Это делает невозможным решение принципиально важной
задачи  вовлечение в разработку тупиковых зон пласта, блокированных
55
участков защемленных углеводородов и др.  и «подкачку» в пласт упругой
энергии, теряемой в процессе разработки месторождения [47].
В этом случае было бы целесообразно осуществлять воздействие на
значительную площадь пласта для возбуждения работ последнего путем восстановления его упругой энергии.
С целью решения проблемы поддержания энергетического баланса в
пласте предлагается инновационная разработка  технология объемного волнового воздействия. Технология является единственной промышленной технологией, обеспечивающей проявление площадного эффекта и, как следствие, возбуждение дальних зон пласта (в радиусе до 6 км) [1].
Технология объемного волнового воздействия характеризуется следующими технологическими параметрами:
- радиус зоны охвата воздействием составляет 2,0...2,5 км, в отдельных
случаях наблюдаются отклики в скважинах в виде увеличения их продуктивности на расстоянии до 6 км от инициирующей скважины;
- минимальная длительность проявления эффекта волнового воздействия (по 12-и месторождениям) составляет 6 месяцев и в ряде случаев значительно превышает эту цифру;
- технология обладает абсолютной экологической чистотой;
- воздействие осуществляется в области упругих деформаций, что исключает нарушение целостности колонн, цементного камня и породы коллектора за колонной.
Сущность технологии, основанной на реализации объемной интерференции волны, состоит в длительном циклическом возбуждении упругих
волн низкого и инфразвукового диапазонов (5...15 Гц) непосредственно в
больших объемах пласта.
Возбуждение волнового поля осуществляется с помощью специального
источника упругих волн, опускаемого в скважину на каротажном кабеле,
устанавливаемого в зоне продуктивного пласта (рисунок 2.8).
56
1  продуктивный пласт; 2  скважина; 3  волновой источник;
4  фронт волны; 5  1-ая зона Френеля; 6  зоны Френеля второго
и старших порядков; 7  область отбора скважины; 8  направляющий
ролик; 9  каротажный подъемник; 10  грузоподъемная мачта
(например установки А-50 капитального ремонта скважины);
11  геофизический кабель
Рисунок 2.8  Схема реализации технологии ОВВ
на продуктивный пласт
При ОВВ фронт поля упругих волн падает сверху одновременно на всю
площадь пласта, определяемую радиусом первой зоны Френеля. При этом
дальняя и ближняя зоны пласта возбуждаются одновременно волной одинаковой мощности. Это способствует возникновению перетоков, диффузии и
др. между основной площадью пласта и тупиковыми, блокированными зонами с защемленными УВ, что обеспечивает их интенсификацию и вовлечение
в разработку остаточных запасов.
57
В скважину 2 на геофизическом кабеле 11 с помощью каротажного
подъемника через направляющий ролик 8 опускается скважинный волновой
источник 3. При возбуждении источника 3 в объеме горных пород, перекрывающих продуктивный пласт 1, возникает и распространяется упругая волна
фронтом 4. При падении волны на пласт образуются кольцеобразные области
– зоны Френеля первого порядка 5 и старших порядков 6 [14].
Основная энергия воздействия формируется в области пласта, соответствующей 1-ой зоне Френеля, диаметр Rф которой равен:
Rф = (2λ ∙S)0,5,
(18)
где λ – длина волны; S – расстояние от пласта до источника.
Энергия, создаваемая в старших зонах Френеля, для данных условий
существенного значения не имеет [23].
Глубина установки волнового источника в скважине рассчитывается
исходя из того требования, чтобы область максимальной энергии волнового
воздействия, равная первой зоне Френеля, перекрывала область отбора пластового флюида, что обеспечивает максимальное и синхронное инициирование всего объема пласта в этой зоне.
Для реализации этого требования глубина установки волнового источника в скважине рассчитывается на основе соотношения:
где
HВ = HП R2 ∙ ф∕ (2𝜆 ∙ K),
(19)
K = Rф∕ R,
(20)
HВ – глубина установки волнового источника в скважине;
HП – глубина пласта;
Rф – радиус 1-ой зоны Френеля;
R – радиус области отбора;
𝜆 – длина волны;
К – коэффициент перекрытия.
При расчете глубины подвески в скважине волнового источника ис-
пользуются промысловые данные о размере (радиусе R) области отбора.
58
Коэффициент перекрытия К задается в зависимости от схемы разработки, горно-геологических условий и др. В общем случае К = 1, что обеспечивает полное перекрытие зоной Френеля области отбора пластового продукта. При К < 1 зона Френеля частично закрывает область отбора, что приводит к увеличению потока энергии через область пласта:
P = M/S,
где
(21)
P – плотность потока энергии в пласте;
M – мощность излучателя;
S – площадь волнового облучения пласта.
Величина коэффициента перекрытия К определяет радиус зоны наибо-
лее интенсивного волнового воздействия внутри области отбора.
В свою очередь, размер 1-ой зоны Френеля зависит от расстояния S
между пластом и источником (или от глубины подвески источника). При
увеличении (уменьшении) глубины подвески S радиус 1-ой зоны Френеля
уменьшается, а плотность потока энергии через нее возрастает.
Таким образом, волновое воздействие, осуществляемое при различных
глубинах установки скважинного излучателя, обеспечивает наибольшую
энергоемкость инициирования той или иной области пласта с регулируемыми размерами. При этом первоначально обеспечивается перекрытие первой
зоной Френеля всей области отбора скважины. Затем, по мере углубления источника, зона наиболее интенсивного воздействия (зона максимальной плотности потока волновой энергии) как бы стягивается к скважине до минимального радиуса, соответствующего радиусу призабойной зоны (10...20 м).
В первом случае обеспечивается возбуждение всего объема пласта в
зоне отбора. Затем возбуждаются последовательно уменьшающиеся области
внутри зоны отбора вплоть до призабойной зоны. В последнем случае может
быть обеспечено наиболее интенсивное воздействие с целью очистки призабойной зоны от кольматантов (бурового раствора, асфальтосмолопарафинистых отложений и т.п.).
59
С целью увеличения интенсивности возбуждения пласта волновое воздействие в каждой точке (на каждой стоянке волнового источника) осуществляется путем многократного возбуждения одиночных упругих импульсов, число которых составляет в среднем две-три тысячи (до 6 тысяч). Интервалы времени между возбуждением отдельных импульсов с учетом времени
релаксации упругих напряжений составляют 20...25 секунд.
В этом случае накопленная в пласте упругая энергия за время воздействия на каждой глубине будет составлять:
∑E = ∑N/K = 1 Ak2, или ∑E = ʃ0t Ak dt,
где
(22)
∑E  накопленная волновая энергия;
Ak  энергия единичного воздействия (в одном импульсе);
N – число импульсов (2∙103... 6∙103);
t – общая (суммарная) длительность воздействия в каждой точке.
Предлагаемая технология ОВВ прошла апробацию на нефтяных, газо-
вых, газоконденсатных и метаноугольных месторождениях ООО «Газпром
добыча Оренбург», ООО «Сервиснефтегаз», ООО «Недра-К», ОАО
«Юганскнефтегаз», а также на метаноугольном месторождении ООО «Газпром добыча Кузнецк».
Основные результаты применения волновой технологии достигнуты
при интенсификации притока нефтяных пластов. Волновое воздействие на
газовых месторождениях впервые в мировой практике было проведено на
Оренбургском НГКМ.
Значительная термодинамическая энтропия ПЗП является причиной
возникновения скачков насыщенностей, неравновесных состояний капиллярных сил на контактах разнонасыщенных зон, возникновения термических
скачков, а также физико-механических неоднородностей, в т.ч. кольцевых
зон уплотнения и разуплотнения горных пород, находящихся в сложнонапряженном состоянии.
Разработка технологий, обеспечивающих воздействие на дальние зоны
пласта, где обычно сосредоточены значительные остаточные запасы углево-
60
дородов в тупиковых, блокированных участках, требует рассмотрения
гидро- и газодинамических особенностей этих зон.
Выводы по главе 2
1. В результате проведенного теоретического и прикладного анализа
установлена необходимость рассмотрения волновых явлений в значительных
объёмах геосреды, включающей продуктивный пласт и волновые процессы в
его призабойной зоне. Разрабатываемые в диссертации принципы объёмного
волнового воздействия предопределяют применение методов обобщенного
анализа волновых полей, возбуждаемых в нижнем полупространстве, на основе классической теории поля.
2. Выявлено, что в соответствии с обращенной формулой Остроградского интеграл, взятый по поверхности наблюдений, преобразуется в интеграл по объёму, ограниченному этой поверхностью. Это позволяет определить мощность процесса во внутренних точках среды (пласта).
3. Выявлено, что применение формулы Стокса позволяет установить
поток вихря векторного поля через циркуляцию этого поля. Это позволяет
определить по характеру поля вид течения – потенциальное или вихревое.
Наибольшая работа поля совершается при наибольших значениях потока
вихря поля.
4. В общем виде векторный анализ упругих полей при ОВВ даёт критерии оценки результатов и оптимизации воздействия и позволяет определить
области стока, истока, отсутствие возмущений, а также даёт возможность
выявления в области течения замкнутых областей (в частности блокированных зон).
5. Исследованы также характер и особенности волновых процессов в
неоднородных слоистых средах. Рассмотрены случаи волноводной и модальной теорий распространения упругих волн в таких средах. Показано, что в
условиях тонкослоистых сред воздействие на отдельные пласты невозможно.
В этих условиях наиболее эффективным является применение предлагаемой
61
в диссертации интегральной технологии объёмного волнового воздействия
на слоистую толщу в целом.
6. Проанализированы условия образования стоячих волн и их особая
роль в возбуждении пластов. Это связано с образованием особых областей –
узлов стоячих волн, вызывающих пульсирующие деформации горной породы
в окрестности этих точек и поршневой эффект в пласте.
62
3. ОСОБЕННОСТИ ТЕХНОЛОГИИ ОБЪЕМНОГО ВОЛНОВОГО
ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРОДУКТИВНЫЕ ПЛАСТЫ
3.1. Волновые эффекты в объёме нефтяных пластов
Работы по исследованию фильтрационных потоков в продуктивных
нефтяных пластах, результаты которых наиболее близки к задачам разработки объёмной технологии, приведены в работе [47].
При воздействии упругими колебаниями на нефтяные и газовые пласты
по насыщающей среде и скелету распространяются две продольные (переупаковки и давления) и одна поперечная (сдвиговая) волны. Продольная
волна переупаковки затухает вблизи источника колебаний и, с точки зрения
воздействия на пласт, не представляет интереса. Под действием другой продольной волны  волны давления, которая распространяется на большие расстояния, насыщающие фазы, отличающиеся друг от друга по плотности, за
счет проявления инерционных свойств совершают несинфазные колебательные движения относительно своих центров и друг друга.
Высокочастотные объёмные пульсации сопровождаются гидродинамическими микротечениями вокруг диспергированных фаз и сносом диффузионных подслоев вокруг них. Следствием этого являются разрыхление и
утоньчение поверхностных абсорбционных слоев вокруг фаз. Видимо, эти
явления служат причиной наблюдаемого понижения (по косвенным оценкам,
на несколько порядков) межфазного натяжения и углов смачивания диспергированной углеводородной фазы в гидрофильных коллекторах в поле упругих колебаний.
Помимо рассмотренного колебательного перемещения фаз относительно своих центров и друг друга в низкочастотном поле каждая из них совершает высокочастотные объёмные пульсации, обусловленные внутрипоровой
генерацией высокочастотных колебаний [45]. Источниками этих колебаний
являются микронеоднородности пористой среды, а также поверхности разде-
63
ла фаз. В наибольшей степени этот вопрос изучен для условий генерации капиллярных волн, возникающих на «нерезких» границах раздела фаз.
Энергия упругих колебаний частично теряется на необратимые процессы, связанные с проявлениями объёмной и сдвиговой вязкостей насыщающей
среды, генерацию высокочастотных волн на границах раздела фаз, а также на
неравновесный теплообмен, происходящий на расстоянии длины волны между фазами сжатия и растяжения.
При контакте, например, капли нефти продольного колебательного
движения относительно окружающей её воды в последней возникают силы
трения, обусловленные поперечными колебаниями, скорость которых перпендикулярна направлению продольной волны. В результате этого колебательная энергия жидкости непрерывно превращается в тепловую, и поверхности раздела фаз нагреваются.
Исходя из этого локальная температура в водяном слое конечной толщины между поверхностями капли и порового канала определяется из решения задачи теплопроводности с неравномерно распределенным объёмным
источником тепла [45].
На основе решения этого уравнения могут быть получены локальные
температуры, развиваемые на поверхностях контактов нефти в воде в зависимости от амплитуды смещения скелета пласта. Локальные температуры на
поверхностях раздела фаз могут быть весьма существенными и оказывать в
связи с этим серьёзное влияние на уменьшение угла смачиваемости и сил
межфазного натяжения.
В процессе волнового воздействия выделившийся вследствие дегазации из нефти и воды газ фильтруется вверх по пласту через зону упругих колебаний, здесь диспергируется и захватывает капли и конгломераты нефти,
находящиеся в свободном состоянии. Далее под действием гравитационных
и направленных акустических сил происходит флотация частиц нефти в
верхнюю (прикровельную) часть.
64
Помимо указанных выше явлений, связанных с флотацией нефтяных
капель и их движением в поле упругих колебаний, дегазация нефтяного пласта изменяет относительные фазовые проницаемости для нефти и воды таким
образом, что в обводненном пласте относительные фазовые проницаемости
для нефти увеличиваются, а для воды  уменьшаются, при этом действие
упругих колебаний эквивалентно повышению давления насыщения или снижению растворимости газа [61].
Поскольку жидкость в пористой среде находится в замкнутом объёме,
газ выделяется лишь при истечении соответствующей части жидкости, на что
требуется конечное время. Поэтому в первый момент после ОВВ происходит
не выделение газа, а увеличение давления по всему пласту.
При этом выделяющийся газ занимает освободившееся поровое пространство (аналогично режиму растворенного газа). Дегазация в пласте
наблюдается, когда локальное или повсеместное давление в нем становится
равным или меньше, чем давление насыщения.
При волновом воздействии подвижность воды всегда уменьшается в
связи с выделением свободного газа в пласте, а увеличение подвижности
нефти происходит при высокой обводненности.
3.2. Волновые эффекты в объёме газовых пластов
Наличие газоконденсатного пласта в качестве объекта для возбуждения ставит перед разработчиками и исполнителями целый ряд технических и
технологических задач. Дело в том, что, во-первых, абсолютное большинство
методов воздействия применимо к нефтяным месторождениям. В отношении
интенсификации и разработки месторождений газа в мировой практике газодобычи имеются лишь единичные попытки решения этой задачи [35]. И,
во-вторых, подавляющее большинство методов интенсификации продуктивных пластов имеет два существенных ограничения, вытекающих одно из
другого: проводится воздействие только в области ВЧ- и СВЧ-колебаний и
осуществляется лишь на ограниченную область призабойной зоны пласта
65
быстрого затухания волн этого диапазона. Это приводит к тому, что процессы воздействия не захватывают удаленные зоны продуктивных нефте- и газоконденсатных пластов, где могут быть сосредоточены значительные защемленные или блокированные остаточные запасы УВ-сырья.
С учетом изложенного в течение ряда лет проводятся работы по применению волнового воздействия в диапазоне средних (пониженных) частот.
При сохранении достаточной мощности частот ВЧ-диапазона, обеспечивающих декольматацию ПЗП, это даёт возможность существенно повысить радиус зоны волнового воздействия.
К техническим трудностям разработки такой технологии относится
необходимость выполнения волнового воздействия в высокорасчлененных
коллекторах, в условиях потери пластового давления, высокой обводненности, низких дебитов.
Вопросы влияния волнового воздействия на фильтрационные процессы
в продуктивном пласте, согласно динамической модели, разрабатываемой в
диссертации, рассматриваются на основе двух подходов к анализу этих явлений: интегрального и дифференциального.
При интегральном подходе рассматриваются обобщенные, суммарные
эффекты в пласте при его возбуждении упругими волнами, длина которых
соизмерима с мощностью пласта или несколько превышает её. При этом технология объёмного волнового воздействия обеспечивает возбуждение пласта
на больших участках (блоках) месторождения (оптимально  в контуре питания добывающих скважин).
Теоретические основы этой интегральной объёмной волновой технологии предусматривают анализ интерференционных явлений в пласте, возникающих при распространении каналовых волн и образовании стационарных
(стоячих) волн.
Дифференциальные технологии волнового воздействия в общем случае
связаны с возбуждением ограниченной области призабойной зоны пласта вы-
66
сокочастотными волнами, создающими нелинейные эффекты кавитации,
теплового разогрева и др.
Рассмотрение волновых эффектов в этом случае может быть наиболее
продуктивно осуществлено с привлечением модели насыщенных пористых
сред. Последние могут быть двух типов: среда с совершенной связью между
скелетом и насыщающим флюидом и с несовершенной связью между этими
компонентами. В первом случае жесткий пористый скелет и порозаполнитель
совершают под действием упругих волн колебания в фазе, а во втором случае
колебания насыщающей фазы отстают по фазе от породы, вплоть до противофазных колебаний.
В соответствии с этим волновые уравнения, описывающие колебательные процессы в прискважинных зонах, имеют два решения, соответствующие двум типам волн  низкочастотной и высокочастотной. Волна первого
типа является волной давления, волна второго типа  волной переупаковки
частиц. Задачей является разработка технологий, обеспечивающих создание
в ближней зоне интенсивной устойчивой волны первого рода.
Целесообразность такого подхода обосновывается тем, что характер
фильтрации компонентов пластового флюида через пористую среду обладает
целым рядом особенностей. В частности, установлено ограничение условий
применения уравнений Дарси, используемых в полной мере только для сред с
обычными схемами движения.
В то же время на нефтегазоконденсатных месторождениях выделяется
значительная часть терригенных и, в особенности, карбонатных пород, которые отличаются повышенным содержанием остаточной воды. Последняя
может находиться в виде пузырьков на стенках капиллярных каналов и препятствовать фильтрации, образуя водные барьеры фильтрующимся компонентам. В результате создаётся начальный градиент давления, который оказывает существенное влияние на процессы разработки [61].
67
В породах с остаточной водой характерна фильтрация газа с предельным начальным градиентом давления. При этом фильтрация осуществляется
при условии, что градиент давления превышает пороговое значение.
Наличие в разрезе газовых залежей горных пород с начальным градиентом давления, т.е. газонасыщенных пород с высоким содержанием воды,
удерживаемой за счет капиллярных сил, изменяет механизм фильтрации. В
отсутствии движения газа газовая фаза не является гидродинамически связанной, поскольку поровые каналы перекрыты водяными барьерами, и газ
находится в диссипированном состоянии. До момента достижения предельного значения перепада давления движение газа через пористую среду не
происходит.
При перепаде давления, равном предельному (начальному), части водных барьеров, представленных рыхло связанной водой, деформируются и открывают часть поровых каналов для фильтрации. Деформация водных барьеров может осуществляться за счет упругих волн, изменяющих периодически
капиллярные силы вследствие упругости защемленных в порах пузырьков
газа. Таким образом, начальный градиент давления определяется степенью
деформации при волновом воздействии пузырьков газа.
Существование небольших пузырьков на поверхности между твердой
подложкой породы и водой в капиллярах отмечается в последнее время в ряде исследований.
Кроме того, существенное значение для образования начальных градиентов давления имеют дисперсные системы «капельная нефть  вода» и «газовые пузырьки  вода». Каждая капля окружена бронирующей оболочкой,
которая препятствует коагуляции капель воды. Разрушение эмульсионных и
дисперсных водогазовых систем требует существенных энергетических затрат, что в практических условиях разработки месторождений крайне затруднительно. Эта задача может быть решена при волновом воздействии, в
процессе которого при распространении волн давления вокруг капель образуются вихревые микротечения, срывающие бронирующую оболочку. При
68
этом между каплями возникают так называемые силы Бъёркнесса [86], вызывающие взаимное притяжение и коагуляцию капель воды. Вследствие этого
пузырьки самоорганизуются в кластеры и не застревают (защемляются) в порах, что снижает величину начального градиента давления.
Наличие факта существования предельного (начального) градиента
давления и возможность его изменения за счет упругих сил волнового воздействия имеют весьма существенное значение при разработке газоконденсатных месторождений. В частности, при прекращении отбора газа из пласта,
находящегося при первоначальном пластовом давлении, давление восстановится не до пластового, а до более низкого давления, т.к. в окрестности скважины распределение давления соответствует достижению предельного градиента. Когда вблизи скважины устанавливается давление, соответствующее
фильтрации с начальным градиентом, приток в скважину практически прекращается. Вследствие этого каждая скважина дренирует лишь ту часть пласта, радиус которой тем меньше, чем больше начальный градиент давления.
Более того, при движении с начальным градиентом давления возможно образование внутри пласта неподвижных, застойных зон и целиков. Возбуждение
их в удаленной зоне пласта возможно лишь при дистанционном объёмном
волновом воздействии по технологии, разрабатываемой в диссертации.
Тонкослоистость и неоднородность пластов, наряду со сложностью
разработки, открывают новые возможности для применения объёмной волновой технологии возбуждения сложнопостроенных месторождений.
Наличие пород с начальным градиентом давления в тонкослоистом
разрезе газовых залежей оказывает существенное влияние на распределение
давления в залежи, степень отработки запасов газа, а также на закономерности обводнения. В частности, возникают перетоки газа через непроницаемый до начала разработки прослой-разделитель в нижней части одного из
продуктивных горизонтов, состоящего из нескольких пачек газонасыщенных
пород. Это означает, что по достижении определенной разности давлений
69
преодолевается предельный градиент для пласта-разделителя и через него
начинается переток газа из неразрабатываемого пласта в разрабатываемый.
За счет разности начальных градиентов давления для воды и для газа
(их соотношение равно соотношению вязкостей воды и газа) градиентный
пласт превращается в
полупроницаемую мембрану, которая
пропускает
вверх газ и не пропускает воду [61].
Если пласт с начальным градиентом контактирует с разрабатываемым
пластом без начального градиента, то по мере падения в последнем пластового давления в градиентном пласте возникают значительные разности давлений поперек пласта. В результате в разрабатываемый пласт будет поступать
газ из градиентного пласта по всей площади контакта между ними.
Импульсы давления, создающиеся на фронте возбуждаемых волн,
накладываясь на общий градиент, связанный с разностью давлений в двух
средах, способствуют преодолению предельного градиента, усиливают и
многократно ускоряют процесс просачивания газа через границу градиентного и стационарного пластов, при этом существенно расширяется зона дренирования.
Отмеченные особенности гидродинамики слоистых коллекторов служат основой для применения технологии волнового воздействия.
3.3.
Интерференционные
системы
волнового
воздействия
на продуктивные пласты
Работа волнового источника в условиях неоднородных гетерогенных
слоистых сред сопровождается образованием и суперпозицией в этих средах
волновых полей различного происхождения. Причем характер волнового
воздействия принципиально различается в зависимости от того, осуществляется ли воздействие локально на призабойную зону пласта или интегрально в
объёме некоторой его области.
При волновом воздействии важное значение имеет такое свойство анизотропии, как трещиноватость горных пород [43], которая, в свою очередь,
70
характеризуется размерами L, раскрытостью и сечением (шириной) трещин
с сопоставлением с длиной возбуждаемой в пласте волны 𝜆. Практический
интерес представляют случаи резонансного дифракционного воздействия при
L≈ 𝝀. Этот тип волнового поля характеризуется значительным рассеянием
энергии упругих волн. В частности, при изучении динамики открытых трещин, образованных гидроразрывом, установлено, что даже при малой ширине трещин они сильно влияют на дисперсию продольных волн. Эти особенности волновых полей будут использованы в главе 4 при рассмотрении
технологии волнового сопровождения гидроразрыва пласта.
Для объёмного волнового воздействия на продуктивные пласты или
слоистые толщи принципиальное значение имеет рассмотрение интерференционных явлений, в частности образование интерференционных полос в
форме чередующихся колец максимальной и минимальной (нулевой) интенсивностей колебаний. Такие элементы дифракционной волновой картины,
приведенной на рисунке 3.1, представляют собой зоны Френеля [23], имеющие ширину, равную половине длины волны.
1  первая зона Френеля; 2, 3  последующие зоны Френеля;
4  поверхность волны
Рисунок 3.1  Лучевая (а) и дифракционная (б) схемы ОВВ
Амплитуды колебаний убывают с возрастанием номера зоны, а действие волны (сумма действия всех зон Френеля) эквивалентно действию первой, наиболее энергоёмкой, зоны. Радиус этой зоны определяется из
формулы:
71
R = (𝜆∙H )0,5,
где
(23)
R – радиус 1-ой зоны Френеля;
𝜆 – длина волны;
Н – расстояние до поверхности дифракции.
Интерференционный характер поля упругих волн, возбуждаемых при
волновом воздействии, определяется, прежде всего, трещиноватостью горных пород. При этом очень важным свойством трещиноватых породколлекторов является то, что ансамбль трещин образует весьма специфическую рассеивающую акустическую неоднородность [44]. Падающая при волновом воздействии на такую неоднородность упругая волна порождает вынужденные колебания, сопровождающиеся образованием в пласте рассеянной волны. На основании принципа Гюйгенса, рассеянная волна образуется
на совокупности (ансамбле) неоднородностей (трещиноватости) в единичном
объёме, имеющем форму диска толщиной 0,5 λ и диаметром (2λ ∙ H )0,5, равным размеру 1-ой зоны Френеля.
Энергия рассеянной волны Ерв, сформированной в единичном объёме
трещиноватого коллектора, определяется из выражения [44]:
Ерв = GkcnσnW,
где
(24)
W  плотность потока мощности упругой волны;
n – число трещин в единице объёма пласта;
G  характеристика мощности волнового излучения;
k, c, σ  характеристики рассеяния и анизотропии.
Энергия рассеянной в пласте волны линейно зависит от параметров
трещиноватости и, прежде всего, определяется их волновым сопротивлением
ρ∙ v , где ρ – плотность среды, v – скорость упругой волны. Исходя из соотношения ρг vг < ρжvж<<ρnvn, где индексы г, ж, n соответствуют газу, жидкости и породе, можно сказать, что наиболее энергоёмким является процесс
возбуждения нефтяного пласта по отношению к газовому.
72
В то же время, при расчете систем волнового воздействия следует
иметь в виду, что мощность единичной рассеянной волны при ОВВ на пласт
мала и не может вызвать существенного изменения фильтрационных процессов. В связи с этим повышение общей мощности ОВВ обеспечивается за счет
накопления энергии волн в пласте путем многократного волнового воздействия (10...12) тыс. единичных воздействий.
Выводы по главе 3
Анализ взаимодействия волнового поля, возбуждаемого при объёмном
волновом воздействии, с продуктивными пластами показывает, что процессы
волнового возбуждения нефтяных и газовых пластов имеют существенные
отличия.
1. При возбуждении нефтяных пластов основное значение имеют эффекты гравитационной сегрегации пластовой жидкости на нефтяную и водную фазы и процессы дегазации пластовой воды, нефти и скелета. Это приводит к изменению подвижности нефти и воды, а также переформированию
потоков в пласте [40, 42].
2. При возбуждении газоконденсатных пластов необходимо учитывать
способность газовой фазы занимать весь объём порового пространства даже
при значительном падении пластового давления, а также наличие градиента
начального пластового (барьерного) давления, на преодоление которого
должна быть рассчитана мощность волнового поля.
3. Из рассмотрения волновых явлений, возникающих при объёмном
возбуждении пластов, следует, что при расчете параметров последнего 
площади охвата воздействием, его интенсивности и суммарной мощности на
единицу объёма пласта при накапливании воздействий  необходимо использовать метод Френеля.
Эти основные особенности должны учитываться при разработке технологии объёмного волнового воздействия.
73
4. ТЕОРЕТИЧЕСКОЕ И ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ
ОБОСНОВАНИЕ, ОПЫТ ПРАКТИЧЕСКОГО ПРИМЕНЕНИЯ
И РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСНЫХ МНОГОФАКТОРНЫХ
ВОЛНОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ
Анализ весьма многочисленных методов воздействия на продуктивные
пласты, основанных на различных механических, физических и химических
методах изменения свойств и структуры коллекторов, подтверждает, что ни
один из них не может обеспечить решения задачи кардинального повышения
ФЕС коллектора из-за огромного разнообразия факторов, действующих в
продуктивных пластах.
Систематизация этих факторов, а также анализ взаимодействия физических полей в горных породах нефтегазовых бассейнов показывают, что основное
влияние
на
эффективность
воздействия
оказывают
механи-
ко-динамические и гидродинамические процессы в продуктивных отложениях. Очевидно, что оптимизация процессов эксплуатации и разработки месторождений может быть успешной на основе совместного применения методов
волновой динамики, механических и физико-химических методов [69].
Ниже рассматриваются способы применения волновых технологий в
качестве универсальных методов сопровождения основных технологических
процессов разработки месторождений нефти и газа на примере месторождений Оренбургского и Западно-Сибирского регионов РФ эксплуатирующих
компаний ООО «Газпром добыча Оренбург», НК «Роснефть», ООО «Газпром
добыча Кузнецк».
4.1.
Опыт
применения
технологии
объёмного
волнового
воздействия на газоконденсатные пласты
Абсолютное большинство методов инициирования процессов разработки относится к нефтяным месторождениям. В отношении интенсификации и разработки газа в мировой практике газодобычи имеются лишь еди-
74
ничные попытки решения этой задачи. С учетом этого нами в течение ряда
лет проводятся работы по применению объемного волнового воздействия на
газоконденсатные пласты [44].
На первом этапе (непосредственно после окончания волнового воздействия) отмечен интенсивный приток газовой фазы как наиболее подвижной
компоненты пластового флюида. При этом изменение дебитов носит скачкообразный характер с интенсивными выбросами газа, что связано с неоднородными деформациями различных участков сложнопостроенного коллектора.
На втором этапе отмечается более равномерный приток пластового
флюида, соответствующий периоду установившегося динамического равновесия.
Кроме того, отмечается наличие зоны интенсивного изменения геодинамических деформаций, вызванных проведенным волновым воздействием
на пласт. Возникновение таких деформаций подтверждается наличием интенсивных всплесков в среднесуточной добыче газа.
Эффективность объемного волнового воздействия можно оценить по
группе близко расположенных друг к другу скважин, так как оно характеризуется выполнением работ в объеме на пласт. Для проведения работ по объемному волновому воздействию на газоконденсатные пласты были выбраны
три участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения: зона
УКПГ-2, УКПГ-3, УКПГ-14.
Работы по волновому воздействию на участке УКПГ-2 проводились по
зонам скважин №№ 3070, 112, 2030 в три периода:
- в период со 2 ноября по 5 ноября 2007 года волновое воздействие
проводилось по зоне скважины № 2030 в течение 72-ух часов. Для операции
была выбрана первая группа скважин №№ 106, 18д, 107, 2033, 110;
- в период с 8 ноября по 11 ноября 2007 года волновое воздействие
проводилось по зоне скважины № 112 в течение 72-ух часов. Волновому воздействию подверглись скважины №№ 2077, 116, 2026, 135, 802;
75
- в период с 31 марта по 4 апреля 2008 года волновое воздействие проводилось по зоне скважины № 3070 в течение 90 часов. Волновому воздействию подверглись скважины №№ 410, 403, 3031, 3010, 405.
С целью определения эффективности проведения вышеперечисленных
операций произведены замеры дебитов скважин до и после волнового воздействия. Результаты проведенных замеров приведены в таблицах 4.1, 4.2, 4.3.
Таблица 4.1  Результаты исследований до и после проведения волнового
воздействия по зоне скважины № 2030
Q газа, тыс. м3/сут
Прирост дебита,
№
№ скважины
Q газа,
до волнового после волнового
п/п
тыс. м3/сут
воздействия
воздействия
1
2
3
4
5
106
18д
107
2033
110
Итого:
82
15
0,1
108
40
245,1
72
15
0,1
108
45
240,1
10
0
0
0
+5
5
Таблица 4.2  Результаты исследований до и после проведения волнового
воздействия по зоне скважины № 112
Q газа, тыс. м3/сут
Прирост дебита,
№
№ скважины
Q газа,
до волнового после волнового
п/п
тыс. м3/сут
воздействия
воздействия
1
2
3
4
5
2027
116
2026
135
802
Итого:
15
15
12
67
18
127
10
15
24
76
18
143
5
0
+ 12
+9
0
+ 26
По результатам проведенных замеров выявлено, что в зоне инициирующей скважины № 3070 дебит скважин №№ 410, 403, 3031, 3010, 405 в сумме увеличился на 39,2 тыс. м3/сут (таблица 4.3, рисунок 4.1). Продолжительность воздействия по времени было увеличена до 90 часов. По зоне скважин
№№ 2030, 112 эффективность технологии волнового воздействия не была
76
получена. На результаты могли повлиять расположение окружающих скважин (которые подверглись воздействию) данной зоны и недостаточная продолжительность воздействия по времени (72 часа).
Таблица 4.3  Результаты исследований до и после проведения волнового
воздействия по зоне скважины № 3070
Q газа, тыс. м3/сут
Прирост дебита,
№
№ скважины до волнового после волнового
Q газа,
п/п
тыс. м3/сут
воздействия
воздействия
1
2
3
4
5
410
403
3031
3010
405
Итого:
27,0
9,576
37,872
35,063
39,768
149,279
+ 0,984
+ 4,536
+ 6,672
+ 12,723
+ 14,308
+ 39,223
Q газа до ОВВ
39,76
Q газа,
тыс. м³/сут
40
35
30
25
20
15
10
5
0
26,016
5,04
31,2
22,34
25,46
110,056
35,06
37,87
прирост Q газа
27,0
31.2
25.46
22.34
Q газа после
ОВВ
26,01
9,57
5.04
№ 405
№ 3010
№ 3031
скважины
№ 403
№ 410
Рисунок 4.1  Результаты исследований до и после проведения
волнового воздействия по зоне скважины № 3070
Работы по волновому воздействию на участке УКПГ-3 проводились по
зоне скважины № 3032, на участке УКПГ-14  по зонам скважин №№ 15033,
15048.
77
В зоне скважины № 3032 работы проведены с 9 по 15 октября 2008 года. Продолжительность воздействия составила 120 часов. Оценка эффективности волнового воздействия осуществлялась посредством анализа данных,
полученных при исследовании скважин №№ 407, 3006, 3018, 3016, 3007,
находящихся в зоне предполагаемого проявления эффектов волнового возбуждения пласта.
Перед началом работ в сентябре 2008 года проведены базовые
контрольные замеры. После выполнения работ по волновому воздействию на
этих скважинах проводились текущие контрольные замеры в период с 29 октября по 5 декабря 2008 года.
Проведение контрольных замеров сопряжено со значительными трудностями, поскольку контрольные скважины не являются одиночными, а работают в один шлейф с 35 (до 7-ми) другими скважинами.
Сводные показатели работы скважин до и после волнового воздействия
приведены в таблице 4.4.
Таблица 4.4 –Дебиты газа после проведения ОВВ по зоне скважины № 3032
№
скважины
407
Замеры
Дата
базовые
контрольные
17.09.08
29.10.08
05.12.08
20.09.08
29.10.08
05.12.08
15.09.08
29.10.08
05.12.08
18.09.08
31.10.08
05.12.08
20.09.08
11.11.08
05.12.08
3006
базовые
контрольные
3018
базовые
контрольные
3007
базовые
контрольные
3016
базовые
контрольные
Дебит газа,
Q газа, тыс. м3/сут
58,080
70,920
70,700
44,880
37,700
41,700
43,944
45,720
45,600
12,192
14,424
19,176
18,048
19,080
21,672
78
Результаты исследования перед инициированием продуктивных пластов с применением технологии волнового воздействия в скважине № 3032
УКПГ-3 приведены в таблице 4.5.
Таблица 4.5 – Результаты исследования перед инициированием
продуктивных пластов с применением технологии волнового
воздействия в скважине № 3032 УКПГ-3
Qг,
тыс.
м3/сут
Qк,
тыс.
м3/
сут
Qв,
м3/
сут
407
Дата исследования
через
С-501к
17.09.08
58,080
0,70
3006
20.09.08
44,880
3018
15.09.08
3007
Qн,
тн/
сут
Pбвн,
атм
Pкс,
атм
Tкс,
о
С
Pг.
пр.,
атм
0
-
21,5
20,5
16,8
19,7
22
21,5
0,53
0
-
21,0
20,1
17,4
19,5
22
21,0
43,944
0,51
0
-
21,5
21,1
16,3
20,9
22
21,5
18.09.08
12,192
0,13
0
-
21,0
19,8
10,9
19,3
21,5
21,0
412
24.09.08
4,488
0,04
0
-
11021
7021
- 10,9;
+ 15,9
20,8
14421
11021
3016
20.09.08
18,048
0,21
0
-
21,0
20,4
12,68
20,0
22,0
21,0
№
скв.
Pбуф, Pбвн,
атм
атм
Примечание  Скважина № 412 находится в периодической эксплуатации с накоплением
давления.
При расчете и анализе результатов волнового воздействия следует учитывать неравномерность во времени процесса отклика пласта на воздействие.
В пределах зоны охвата образуются две концентрические области, каждая из
которых имеет свои содержание газа и водонасыщенность, которые впоследствии выравниваются. Процессы взаимодействия в этих зонах развиваются с
разной скоростью:
- быстрый процесс – это процесс образования и расширения зоны дегазации с вытеснением в скважину воды и конденсата;
- медленный процесс – вытеснение газа из блокированных участков.
Поэтому на первой стадии после воздействия отмечаются процессы,
характерные для быстрой фазы – выделение газа, вынос твердых частиц, неравномерные притоки, турбулизация и др.
79
Затем отмечаются область стабилизации и проявление процессов, характерных для медленной фазы, с установлением и развитием процессов
фильтрации газа из периферийных участков зоны пласта.
По результатам проведенных замеров выявлено, что в зоне инициирующей скважины № 3032 дебит скважин №№ 407, 3006, 3018, 3007, 3016 в
сумме увеличился на 21,7 тыс. м3/сут. Результаты проведения работ на скважине № 3032 представлены в таблице 4.6 и на рисунке 4.2.
Таблица 4.6  Результаты исследований до и после проведения волнового
воздействия по зоне скважины № 3032
Q газа, тыс. м3/сут
после волнового воздействия
№
п/п
№
скважины
до волнового
воздействия
1
2
3
4
5
407
3006
3018
3007
3016
58,080
44,880
43,944
12,192
18,048
70,920
37,700
45,720
14,424
19,080
177,144
187,844
Итого:
Q газа,
тыс. м³/сут
80
70
60
50
40
30
20
10
0
-10
прирост
второй
Q газа
замер
(+, )
+ 12,840
70,7
41,7
 7,180
+ 1,776
45,6
+ 2,232 19,176
+ 1,032 21,672
198,84
+ 10,700
8
первый
замер
70.92
58.08
Q газа до ОВВ
37.7
44.88
прирост Q газа
45.72
Q газа после
ОВВ
43,94
19.08
14,42
12,19
№ 407
№ 3006
прирост
Q газа
(+, )
+ 12,620
 3,18
+ 1,656
+ 6,984
+ 3,624
+ 21,704
(12,25 %)
№ 3018
Скважины
№ 3007
18,04
№ 3016
Рисунок 4.2  Результаты исследований до и после проведения волнового
воздействия по зоне скважины № 3032
80
Наибольшие трудности работ, выполненных в 2008 году по разработанной волновой технологии, связаны непосредственно с проведением волнового воздействия по зоне скважины № 15033 УКПГ-14, а также с исследованиями реагирующих скважин зоны воздействия, а именно:
- с типом и конструкцией скважины воздействия. Она является наклонно направленной, зенитные углы изменяются от 10о до 26о, отход составляет
более 500 м. Это потребовало модернизации технологии волнового воздействия в соответствии с конкретными условиями её применения;
- с особенностями схемы шлейфов на возбуждающем участке месторождения. Скважины участка УКПГ-14, установленные в качестве контрольных в зоне скважины воздействия № 15033, работают, как правило, в один
шлейф совместно с другими добывающими скважинами. В связи с этим проведение замеров на каждой из целевых контролирующих скважин требует
остановки остальных скважин шлейфа. Помимо технологических трудностей,
это вызывает необходимость корректировки плана работ УКПГ и объёмов добычи в напряженных условиях работы УКПГ-14 в ноябре – декабре 2008 года.
Отмеченные особенности проведения волнового воздействия участка
УКПГ-14 привели к тому, что первоначальный план выполнения контрольных
замеров был изменен, и замеры были проведены только на скважинах
№№ 15048, 15049. При этом исследования носили разнотипный характер: базовые измерения проведены с установки исследования скважин (УИС) «Порта-Тест», а периодические – на контрольном сепараторе. Незначительный объём полученных данных не позволяет установить закономерность в отклике пласта. Это может быть связано также с нестабильностью динамического состояния и работы пласта в переходный период после проведения волнового воздействия. Как показывает опыт, этот процесс может сопровождаться временным
перераспределением фильтрационных потоков. В дальнейшем это приводит к
росту дебита скважин.
Основной недостаток работ состоит в малых объёмах проводимого
волнового воздействия и в отсутствии системного мониторинга зон охвата
81
таким воздействием. Это снижает эффективность анализа динамики работы
пласта при волновом воздействии, в частности делает затруднительной оценку длительности проявления эффекта волнового воздействия (времени последействия последнего).
Выводы
1. Результаты проведения ОВВ на скважине № 3070 с увеличением дебита газа на 35,6 % свидетельствуют об эффективности технологии ОВВ на
газоконденсатные пласты.
2. В зоне скважины № 3032 УКПГ-3 отмечаются стабилизация и рост
дебитов скважин на участке воздействия (увеличение дебитов газа в сумме на
12,25 %). Это позволяет сделать вывод об успешности проведенных работ по
технологии объемного волнового воздействия.
3. Полученные данные по зоне скважины № 15033 не позволяют дать
однозначную оценку результатов проведенных работ. С большой степенью
уверенности можно говорить о том, что пласт отреагировал на волновое воздействие, и в нем развивается нестационарный динамический процесс. Характер развития этого процесса не может быть установлен за короткий интервал
наблюдений на очень ограниченном числе скважин (2 скважины). Очевидно,
что реакция пласта на этом участке отличается от отклика на волновое воздействие в зоне скважины № 3032, что определяется, по-видимому, спецификой
горно-геологических и гидродинамических характеристик. Более уверенные
выводы могут быть сделаны при проведении дальнейших наблюдений.
4. В контрольной скважине № 15048 УКПГ-14 получен значительный
прирост дебитов газа (около 37 %).
На основе анализа результатов проведенных работ могут быть даны
следующие рекомендации:
1. Осуществлять отбор участков для проведения волнового воздействия
более основательно, в т.ч. с учетом условий для эффективного анализа его
результатов: более плотная сетка добывающих скважин, схема шлейфов,
обеспечивающая независимые замеры, наличие системы контроля и т.п.;
82
2. Значительно увеличивать объём и продолжительность мониторинга
участков волнового воздействия;
3. Проводить возбуждение продуктивных пластов с применением технологии объемного волнового воздействия на всех скважинах, на которых
будет проводиться капитальный ремонт скважин (КРС) с подъёмом НКТ;
4. Значительно увеличить объём опытно-промысловых работ с целью
совершенствования технологии объемного волнового воздействия.
4.2. Волновое сопровождение гидроразрыва пласта
Разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами или истощенных, находящихся в заключительной стадии эксплуатации, требует проведения весьма серьёзных геолого-технологических мероприятий для стабилизации отборов жидкости или хотя бы снижения темпов их падения. При
этом особое значение имеют технологии, обеспечивающие не простое увеличение физических объёмов продукции, а повышение нефтегазоотдачи продуктивных пластов, что, в свою очередь, вызывает снижение остаточных
неизвлекаемых запасов УВ-сырья.
Среди методов интенсификации притоков нефти и газа выделяют две
группы:
- методы локального воздействия на пласт, главным образом, в единичных добывающих и нагнетательных скважинах;
- методы интегрального, или площадного, воздействия на продуктивные пласты в целом в пределах блока (участка) месторождения.
При всем многообразии методов и технологий воздействия на нефтяные и газоконденсатные пласты они решают поставленные задачи:
- поддержание или восстановление пластовой упругой энергии, расходуемой по мере разработки месторождения;
- восстановление или даже улучшение природных фильтрационноемкостных свойств коллектора, измененных в силу геолого-физических или
техногенных (в ходе эксплуатации) причин;
83
- увеличение продуктоотдачи пласта.
Среди методов, обеспечивающих достижение этих целей, важное место
занимает объёмная низкочастотная волновая технология, работающая в импульсном режиме многократного упругого возбуждения пласта. Этим данная
технология отличается от других технических решений, обеспечивающих
квазистационарный режим воздействия на пласт. Стационарный режим поддержания пластового давления, например, в системе ППД путем заводнения
месторождения заменяется импульсным режимом многократного циклического изменения давления при прохождении фронтов упругих волн. Возникающие при этом микроградиенты давления при интегрировании во времени
и по площади участка месторождения создают непрерывно изменяющееся
векторное гидродинамическое поле, в котором интенсифицируются фильтрационные процессы.
Воздействие на фильтрационно-емкостные свойства коллектора в волновой технологии осуществляется также в импульсном режиме путем пульсирующего изменения сечения поровых каналов в фазе растяжения упругой
продольной волны и интегрирования этих изменений при многократном волновом воздействии.
Воздействие в низкочастотном диапазоне инициирует в пласте медленно протекающие процессы, связанные с массопереносом в вертикальной и
горизонтальной плоскостях. К числу таких процессов относятся гравитационная сегрегация пластового флюида по компонентам «нефть» и «вода», фазовые проницаемости пористого и пористо-трещиноватого коллекторов,
прямоточная и противоточная пропитки коллектора, струйное течение (образование кластеров). Эти процессы, кроме гравитационных, связаны, прежде
всего, с возникновением микроперепадов давления на фронте низкочастотной
волны и созданием за счет интегрирования этих процессов более или менее
устойчивых зон фильтрации пластового флюида. Кроме того, эти процессы
интенсифицируются за счет полупериодных увеличений объёма пустотности
(прежде всего трещиноватости) коллектора, что также способствует движению
84
флюида в зоне отбора (питания) добывающих скважин и выравниванию фронта вытеснения нефти и газа водой. Наложение длиннопериодных колебаний
обеспечивает усиление процессов массообмена между трещинами и блоками
матрицы трещиноватого и кавернозно-трещиноватого коллекторов.
Отмеченная роль трещиноватости коллекторов в обеспечении притоков
пластовых флюидов как жидких, так и газообразных определяет необходимость
проведения ГТМ в виде искусственного заводнения, выполняемого в циклическом и стационарном режимах, а также ГРП. Выполнение этих мероприятий, и
прежде всего ГРП, сопровождается образованием новой трещиноватости или
перераспределением существующей (в том числе и реанимацией старой) трещиноватости. Однако потенциально высокая эффективность ГРП как средство
улучшения ФЕС продуктивного пласта реализуется в недостаточной степени.
Причинами этого являются сложность создания протяженных трещин, недостаточная степень их раскрытости и, что особенно негативно для технологии ГРП,
непродолжительность жизни, или быстрое схлопывание техногенных трещин.
Кроме того, из-за неоднородности большинства коллекторов и технических
ограничений метода гидроразрыв всё-таки ограничен в большинстве случаев радиусом призабойной зоны скважины при обычном и при мощном ГРП и применяется для повышения производительности добывающих и нагнетательных
скважин с загрязненной во время бурения и эксплуатации забойной зоной [35].
Загрязнение прискважинной зоны характеризуется возникновением
кольцевой области с некоторым радиусом загрязнения и ухудшенным скинэффектом.
Снижение производительности загрязненных скважин вызвано дополнительными сопротивлениями при фильтрации через эту зону.
Низкая производительность низкопроницаемых пластов объясняется
общими, сравнительно постоянными, сопротивлениями фильтрации по пласту, начиная от удаленной зоны пласта вплоть до стенок скважины.
При проведении гидроразрыва в пласте образуются новые и расширяются существующие трещины, и картина линий притока пластового флюида
85
меняется от плоскорадиальной до сложной при сохранении плоскорадиальной фильтрации за пределами созданной трещины. Трещины образуются за
счет создания на забое скважины высокого давления (давления гидроразрыва), превышающего нормальное напряжение горных пород в разрываемой
зоне. При этом производительность нагнетания рабочей жидкости должна
превышать темп поглощения жидкости в пласт (рисунок 4.3)
Рисунок 4.3  Искажение линий тока пластового флюида
при проведении гидроразрыва пласта
В условиях значительной латеральной неоднородности пласта интенсификация его работы возможна лишь на основе методов, обеспечивающих
воздействие одновременно на значительные участки месторождения [49].
Только такой тип воздействия, реализуемый, в частности, в технологии объёмного волнового воздействия, способен вызвать перераспределение упругих
сил в областях напряженно-деформированного состояния горных пород [8],
в результате которого за счет высвобождающегося запаса потенциальной
пластовой упругой энергии осуществляется интенсификация движения пластового флюида во всей зоне отбора скважины. В связи с этим волновое воздействие применительно к ГРП приобретает особое значение.
Особенность технологии волнового сопровождения гидроразрыва пласта состоит в условиях его проведения. Дело в том, что вновь образованные
при ГРП зоны техногенной трещиноватости взаимодействуют с уже
существовавшей (до ГРП) трещиноватостью коллектора и оказывают существенное влияние на её перераспределение.
86
При проведении гидроразрыва в пласте образуются главная (магистральная) трещина и система более мелких, оперяющих трещин.
При объёмном волновом воздействии нарушается естественное напряженно-деформированное состояние массива горных пород, сложившееся в
процессе формирования горных пород и последующих динамических (тектонических) процессов. Динамическое нагружение при объёмном волновом
воздействии ведет к появлению растягивающих усилий, возникающих
вследствие
флуктуации
напряжений.
Под
их
влиянием
образуются
по-разному ориентированные микротрещины [80]. Поверхность микротрещин в сечении образует эллипс. Если его ось параллельна или находится под
небольшим углом к вектору главных напряжений, то на концах оси наводятся
растягивающие усилия (рисунок 4.4).
Qв  внешние деформации; qн  растягивающие усилия
Рисунок 4.4  Развитие трещин при ГРП
Поэтому среди множества трещин наиболее благоприятные условия для
своего развития имеют те, которые совпадают по направлению с главными
макроскопическими напряжениями. Эти напряжения, всегда существующие в
горном массиве, могут быть усилены при проведении работ по технологии
волнового воздействия в результате создания многократных циклических
напряжений. В результате уровень наведенных напряжений, сконцентриро-
87
вавшихся на концах трещин, начинает превосходить предел прочности породы, и происходит развитие («вспарывание») трещин.
Несмотря на незначительный рост трещин в каждом отдельном акте
воздействия, при длительных динамических нагрузках дизъюнктивное нарушение сплошности горной среды может прослеживаться на значительном
расстоянии. Такой характер нарушения хотя и наблюдается для магистральной трещины, но особенно характерен для более мелких оперяющих трещин,
через которые в основном идёт фильтрация флюида по схеме «оперяющие
трещины  магистральные трещины  плоскость гидроразрыва  скважина».
Проведение ГРП способствует турбулизации потока за счет перераспределения градиентов давления при гидроразрыве, что всегда приводит к
усилению фильтрационных процессов.
С энергетической точки зрения применение технологии объёмного
волнового воздействия, сопровождающего ГРП, можно рассматривать как
способ компенсации потерь упругой энергии пласта в процессе разработки
месторождения. Как показано в главе 2, для поля скоростей потока в пласте
условием стока является условие div f < 0. Дивергенция поля скоростей (вектора волнового поля U = grad f + rot 𝛹) накладывается на поле фильтрационных потоков и определяется из соотношения:
di U = di grad f =
𝝏²ƒ
𝝏𝒙²
+
𝝏²ƒ
𝝏𝒚²
+
𝝏²ƒ
𝝏𝒛²
.
(25)
Поскольку di rot 𝜓 = 0 , то в окрестности волнового источника di U > 0.
Из этих соотношений вытекают два важных обстоятельства. Прежде
всего, потери упругой энергии пласта восполняются энергией, доставляемой
волной дилатации.
В то же время, вихревая составляющая волнового поля чрезвычайно
важна для создания деформаций сдвига в объёме пласта [70], что, в конечном
счете, обеспечивает снижение фильтрационных сопротивлений за счет возникновения вектора вращения элементарных объёмов скелета.
88
Но в этом случае необходимо создание источника дополнительной
энергии, обеспечивающей выполнение условия стока div U < 0. Пример разработки такого источника дан в главе 4. В этом отношении совместное применение источников волнового поля разных типов (градиентного и вихревого) или же совмещенного источника продольных и поперечных волн позволяет решать проблему в комплексе: снижение потерь энергии при фильтрации потока (вихревые силы) и вытеснение флюида  проталкивание за счет
изменения элементарных объёмов веществ (консервативные силы). Потенциальное поле, связанное с действием сил второго рода, обеспечивает прямое
повышение энергоёмкости волнового воздействия. Вихревое поле даёт косвенное увеличение этого показателя за счет снижения непроизводительных
потерь энергии при фильтрационных процессах в пласте. Совокупное действие этих полей обеспечивает компенсацию энергетических потерь пласта в
процессе разработки, что приводит, в конечном счете, к достижению главной
цели – увеличению нефтегазоотдачи.
Существующие комплексные технологии «ГРП  волновое воздействие» предусматривают непосредственное воздействие на ПЗП. Пример такой технологии, сочетающей Hidro Vibro fraс (США) и волновое высокочастотное воздействие, приведен в работе [29]. Недостатком волнового сопровождения этого способа гидроразрыва является незначительная по объёму
область возбуждения ПЗП высокочастотным полем.
В отличие от известных способ объёмного волнового сопровождения
гидроразрыва, представленный в диссертации, предусматривает объёмное
волновое воздействие на весь объём пласта (в объеме 1-ой зоны Френеля в
радиусе в среднем от 3 до 6 км), включающий также и область гидроразрыва.
При этом схема волнового воздействия рассчитывается так, чтобы 1-ая зона
Френеля совпадала с областью гидроразрыва, что обеспечивает энергетически оптимальное ее инициирование (рисунок 4.5).
89
Рисунок 4.5  Схема технологии объемного волнового воздействия
в комплексе с ГРП
4.2.1. Результаты промыслового применения технологий волнового
сопровождения ГРП
Изложенные принципы волнового инициирования пластов совместно с
проведением работ по ГРП были реализованы на Угутском месторождении
НК «Роснефть». Воздействия проводились из нагнетательной скважины
№ 917 (в течение 4 суток) с целью увеличения приемистости данной скважины и увеличения производительности окружающих ее добывающих скважин,
и из добывающей скважины № 98 (в течение 1 суток) с целью увеличения
добывных возможностей этой и окружающих скважин. Проводилась также
оценка результатов воздействия посредством отслеживания изменения рабочих параметров инициирующих скважин, а также скважин, находящихся в их
окружении.
При анализе работы скважины № 917 после проведения ГРП дополнительно оценивалась работа окружающих скважин № 900, № 932, № 234,
№ 918. В таблице 4.7 приведены результаты объемного волнового (площадного) воздействия на нагнетательную скважину № 917.
90
При анализе работы скважины № 98 после проведения ГРП дополнительно оценивалась работа окружающих скважин № 11кн, № 998.
В таблице 4.8 приведены результаты локального воздействия на добывающую скважину № 98.
Таблица 4.7  Результаты объемного волнового воздействия
на нагнетательную скважину № 917
Дебит жидкости, Q, т/сут
№ скважины
Время воздействия, t
917
900
932
234
918
Режим до воздействия
109
95
28
26
78
1 неделя
152
106
35
30
78
2 недели
144
105
42
28
78
3 недели
137
112
42
29
87
4 недели
141
112
42
28
94
5 недель
120
112
42
28
94
6 недель
119
111
42
28
98
7 недель
117
108
42
29
84
Дебит нефти, Q, т/сут
Время воздействия, t
№ скважины
917
900
932
234
918
Режим до воздействия
0
62,7
15,1
18,9
65,5
1 неделя
0
66.5
18,9
21,6
65,5
2 недели
0
72,3
20,2
19,6
66,2
3 недели
0
70,3
21,7
20,4
70,8
4 недели
0
64,3
19,6
21,0
73,2
5 недель
0
65,9
19,6
19,9
79,8
6 недель
0
65,6
19,6
20,2
83,1
7 недель
0,0
66,1
19,8
21,0
71,3
91
Таблица 4.8  Результаты локального воздействия на добывающую скважину
№ 98
Дебит жидкости, Q, т/сут
Время воздействия, t
№ скважины
98
11 кн
998
Режим до воздействия
27
38
66
1 неделя
57
38
66
2 недели
44
38
69
3 недели
44
44
68
4 недели
46
45
68
5 недель
48
48
70
6 недель
29
48
68
Дебит нефти, Q, т/сут
Время воздействия, t
№ скважины
98
11 кн
998
Режим до воздействия
22,4
30,3
4,0
1 неделя
40,5
30,3
5,7
2 недели
31,7
30,3
4,3
3 недели
32,1
32,1
5,4
4 недели
33,1
33,9
5,3
5 недель
34,6
38,3
6,7
6 недель
20,9
35,0
6,6
Вывод: оценивая результаты проведения объёмного волнового воздействия на опытных скважинах Угутского месторождения, можно говорить о
следующем:
- в результате площадного воздействия через нагнетательную скважину
№ 917 наблюдается увеличение приемистости на 40 м3/сут (эффект длился
4 недели); по некоторым скважинам, находящимся в окружении (по скважинам после ГРП различного периода), наблюдается прирост добычи нефти (в
среднем 2,3 т/сут дополнительной нефти на скважину);
92
- в результате локального воздействия на добывающую скважину № 98
наблюдается прирост добычи нефти на 12 т/сут (+ 53 %). Кроме того, наблюдается реакция двух добывающих скважин, на которых проводились ГРП
(средний прирост добычи нефти  2,5 т/сут на скважину).
По результатам работ предлагается дальнейшее внедрение технологии
объёмного волнового воздействия. Основное направление – восстановление
потенциальных добывных возможностей на скважинах после ГРП, произведенных в различные периоды времени.
4.3. Комплексная технология оптимизации газлифта
При эксплуатации месторождений, находящихся в заключительной
стадии разработки в условиях падающей добычи нефти и газа, важным является вопрос поддержания пластового давления и восстановления упругой
энергии пласта или создания условий для обеспечения эффективной разработки и стабилизации отбора углеводородов.
Наиболее распространенным способом решения первой задачи является организация системы ППД (заводнение или водогазовое воздействие). Для
решения второй задачи в последнее время всё большее развитие получают
также технологии волнового воздействия в двух вариантах: улучшение ФЕС
зоны отбора скважины за счет воздействия на ПЗП и повышение условий
фильтрации и коэффициента извлечения нефти (КИН) за счет вовлечения в
разработку блокированных запасов, и др. посредством воздействия на пласт
или его блоки в целом.
Одним из способов решения последней задачи является технология
объёмного волнового воздействия, разрабатываемая и предлагаемая в данной
диссертации. Рассматриваются также вопросы комплексирования технологии
ОВВ с механизированными методами эксплуатации скважин, в частности с
газлифтным способом [17, 47]. Актуальность этой задачи вытекает, в частности, из рассмотрения вопросов большого количества до сих пор нерешенных
93
проблем эффективной разработки газонефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами.
Основные требования к разработке газонефтяных залежей [61] состоят
в следующем:
- сохранение равновесия в системе пластовых жидкостей. Нарушение
этого равновесия приводит к ретроградной конденсации и смещению нефтяной оторочки в «сухие пески»;
- непрерывное поддержание оптимального газового фактора (отношения расхода добываемого газа к расходу дегазированной нефти).
Разработка Ассельской газонефтяной залежи ведется на естественном
режиме и находится на стадии падающей добычи нефти с 2008 года [47, 84].
В результате значительно снизились добывные возможности скважин (рисунок 4.6, таблица 4.9).
16...20 т./сут
11...15 т/сут 3 с. ( 10 %)
26...30 т/сут
1 с. ( 3 %)
31...35 т/сут
1 с. (4 %)
4 с. (18 %)
до 5 т/сут
29 с. (23 %)
5...10 т/сут
18 с. (39 %)
Фонд действующих скважин
на 1.01.2013
Рисунок 4.6 – Распределение фонда скважин по дебитам
Из залежи извлечено около 24 % от начальных геологических запасов
нефти. Пластовое давление по скважинам изменяется в диапазоне
8,7...19,2 МПа. Средневзвешенное пластовое давление составило 13,0 МПа. В
процессе разработки залежи пластовое давление снизилось с начального 20,6
до 14,0 МПа, за первые два с половиной года эксплуатации  на 2,0 МПа (до
18,2 МПа), в период 1986  2002 гг. – на 1,6 МПа, а с 2003 г. давление снижа-
94
ется по 0,2...0,7 МПа в год (рисунок 4.7). Степень снижения пластового давления от начального составляет 35,6 %.
Такой темп снижения пластового давления говорит об активизации
процесса истощения упругой энергии газовой шапки, что в условиях разработки залежи на естественном режиме ведет к более интенсивному падению
пластового давления и необходимости применения методов поддержания
пластового давления. Необходимо понимать, что снижение давления может
привести к сильному проявлению режима растворенного газа. Необходимо
так осуществлять эксплуатацию нефтяной оторочки, чтобы сохранить равновесие в системе «скважина  пласт» для максимального извлечения запасов
углеводородов.
Динамика пластового давления по скважинам Ассельской газонефтяной залежи ОНГКМ представлена на рисунке 4.7.
Пластовое давление, МПа
25
20
15
10
5
0
1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012
Годы
Рисунок 4.7 – Динамика пластового давления по скважинам [84]
Добыча нефти осуществляется с применением высоконапорного газлифта и использованием в качестве рабочего агента сернистого газа от скважин-доноров, а также имеет место фонтанный способ эксплуатации. В каче-
95
стве газлифтного газа (для добычи нефти из Ассельской залежи) предусмотрено использовать газ высокого давления из газовых скважин Башкирской
залежи [84].
На Ассельской залежи ОНГКМ скважины работают в режиме периодического газлифта. Это означает, что какую-то часть времени скважина накапливает жидкость на забое и в НКТ, а потом газлифтом эта жидкость выкидывается в систему сбора, и скважина опять останавливается – цикл повторяется. При этом устье скважины всегда открыто, и устьевое давление практически всегда равно давлению в системе сбора [84].
Таблица 4.9  Распределение действующего фонда скважин по величине
дебита на 01.01.2013 г.
Среднесуточный дебит, т/сут
Количество
скважин
до 5
5...10
11...15
16...20
26...30
31...35
29
18
4
3
1
1
Для обеспечения условий устойчивой эксплуатации нефтедобывающих
скважин возможен переход на разработку залежи с ППД.
Также в условиях значительной неоднородности коллекторских
свойств, слагающих залежь отложений (как по площади, так и по разрезу),
отмечается неравномерная выработка запасов нефти.
Для выравнивания степени выработки запасов нефти из продуктивных
отложений залежи необходимо применение геолого-технических мероприятий, направленных на повышение производительности скважин в низкопродуктивных зонах.
Данные задачи могут быть решены путем комплексирования технологии ОВВ со стандартными методами эксплуатации скважин.
96
Попытка эффективной эксплуатации залежи при рассмотрении таких
особенностей газонефтяных пластов осуществлена в диссертации на основе
совмещения принципов объёмного волнового воздействия и газлифтного
способа. При этом совмещаются энергия подъёма жидкости газлифтом и
энергия расширяющегося газа, дополнительно поступающего в скважину из
пласта при проведении ОВВ. В последнем случае попутно решаются также
две другие задачи: увеличение притока жидкости и снижение объёма закачиваемого агента при газлифте.
Высказанные предпосылки обосновываются следующими аргументами. Известно [62], что в статическом состоянии давление жидкости на забое
скважины равно пластовому давлению:
Рпл.= Нст.∙ρ∙ g,
где
(26)
Рпл.  пластовое давление;
Нст.  статический уровень жидкости;
ρ  плотность жидкости;
g  ускорение силы тяжести.
Из преобразованной формулы
Нст = Рпл./(ρ∙ g)
(27)
следует, что статический уровень жидкости в скважине будет тем выше, чем
меньше её плотность.
В свою очередь, плотность пластовой жидкости зависит от содержания
в ней воздуха или газа. Следовательно, чем больше будет введено газообразного агента в воздушную трубу лифтовой системы и чем больше поступит
газа из пласта, тем меньше станет плотность газожидкостной смеси в подъёмной трубе [62]. Гидрогазодинамическое равновесие в системе «скважина 
пласт» может быть достигнуто как при снижении объёмов закачиваемого
агента, так и при повышении притока газонасыщенной пластовой жидкости в
скважину. Очевидно, что второе предпочтительно, т.к. указанное равновесие
достигается параллельно с увеличением объёма добычи.
97
Реализация такого подхода требует определенных изменений в способах расчета режимов газовоздушного подъёмника.
Обычно расчет газовоздушного подъёмника, главным параметром которого является количество нагнетаемого рабочего агента для подъёма определенного количества пластовой жидкости из скважины, требует следующих
исходных данных: пластовое давление, намечаемый дебит, глубина скважины, плотность жидкости, газовый фактор. Исходя из этого можно определить
удельный расход газа Rmax :
Rmax=
где
𝟑,𝟖𝟖 𝑳²𝝆
𝒅𝟓 (Р𝟏 −Р𝟐 )𝒍𝒈Р𝟏 /Р𝟐
,
(28)
P1, P2  давление у башмака и устья соответственно;
L  длина подъёмника;
ρ  плотность жидкости.
Расчет общепринятыми методами удельного расхода нагнетаемого рабочего агента Rmax с учетом поступления газа из пласта осуществляется следующим образом:
Rн.max = Rmax – G,
где
(29)
G  газовый фактор.
В случае проведения работ по технологии ОВВ при воздействии упру-
гими колебаниями на водонефтегазонасыщенные пласты в последних проявляются следующие эффекты: гравитационная сегрегация в поле колебаний
пластового флюида на водяную и нефтяную фазы; переформирование
фильтрационных потоков за счет того, что в соответствии с уравнением
Прандтля, под действием импульса капли более легкой жидкости (нефти) получают большее ускорение, чем вода, вследствие чего капли нефти «проталкиваются» в зону отбора газлифта; дегазация под влиянием упругих колебаний пластовой жидкости (нефти, воды) и скелета коллектора от ранее растворенного или адсорбированного в поровых каналах газа, приводящая к увеличению объёмной газонасыщенности пласта.
98
В процессе волнового воздействия выделившийся из карбонизированной пластовой воды, нефти и породы газ фильтруется вверх по пласту и в зону отбора скважины. В первом случае осуществляются «подпитка» и стабилизация давления газовой шапки, что повышает пластовое давление и эффективность притока. Во втором случае в добавление к первичному газовому
фактору добавляется выделившийся в пласте при волновом воздействии газ.
В этом случае в уравнении расхода нагнетаемого рабочего агента появляется
дополнительный член, связанный с дегазацией:
Rн.max = Rmax – G – q,
(30)
где q  газовый фактор дегазации.
Таким образом, за счет вытеснения нефти и дегазации пластовой
насыщенной пористой среды будет, во-первых, изменяться режим работы
пласта, связанный с увеличением притока нефти и газа. Во-вторых, как следует из обобщенного уравнения расхода, более высокая газовая компонента
(G + q) обеспечивает снижение расхода закачиваемого газового агента.
Таким образом, как минимум одинаковая производительность газлифта
может быть достигнута при меньшем расходе агента, чем обеспечивается
рост коэффициента полезного действия (КПД) газлифта. Проведенные расчеты и геофизические исследования скважин показывают, что в фазе растяжения продольной волны, возбуждаемой при волновом воздействии, сечения
поровых каналов изменяются до 10 %, в связи с чем увеличивается приток
пластового флюида, по замерам, до 15...20 % [44]. Рост притока и дегазация
обеспечивают улучшение гидродинамического равновесия в системе «скважина  пласт», устойчивую работу газлифта и, в крайнем случае, минимизацию времени остановок. Технологическая схема предлагаемого способа приведена на рисунке 4.8, где 1  инициирующая скважина, 2  добывающая
скважина, 3  продуктивный пласт, 4 – волновые фронты, 5  воздушная труба, 6  волновой источник.
99
Рисунок 4.8  Схема оптимизации работы газлифта
Согласно технологической схеме одновременно с работой газлифта
осуществляют волновое воздействие, по крайней мере, в одной из скважин
(нагнетательной, пьезометрической, остановленной на КРС) на расстоянии
3...4 км от добывающей газлифтной скважины.
Оптимизация расхода нагнетаемого рабочего агента достигается тем,
что в процессе работы газлифта осуществляют объёмное волновое воздействие на продуктивный пласт и постепенно снижают расход газа до момента
наступления гидродинамического равновесия между притоком смеси жидкости и поступающего из пласта газа и отбором пластовой жидкости, которое
определяется по наступлению устойчивой работы газлифта.
Следует сказать, что рассмотренная технологическая схема может быть
применена также и при насосной добыче нефти. Но в этом случае отбор
нефти должен производиться непрерывно из верхней части продуктивного
пласта [47].
Область применения предложенного способа волнового сопровождения скважин, эксплуатируемых газлифтным способом, может быть расширена за счет создания специальных волновых устройств [17], а также его при-
100
менения при оптимизации работ по ликвидации осложнений в скважинах,
при добыче высокопарафинистых вязких нефтей, при решении некоторых
вопросов повышения эффективности работ глубинно-насосных установок.
Эти задачи имеют большое практическое значение и были освещены в ряде
работ [52, 55, 56].
Существует ряд возможных осложнений при эксплуатации газлифтных
скважин [52]. К числу таких осложнений относятся:
- отложения в насосно-компрессорных трубах, выкидных линиях, а
также в призабойной зоне скважин асфальтенов, смол, парафинов;
- образование песчаных пробок как на забое скважин, так и в подъемнике;
- отложения солей в различных элементах системы;
- пульсации в работе фонтанной скважины.
При снижении давления свободный газ, выделяющийся из нефти, понижает ее растворяющую способность и образует границы раздела, которые
провоцируют образование твердой фазы в виде микрокристаллов парафина и
церезина, а также микроагрегатов асфальтенов и смол. Экспериментально
установлено, что глубина начала отложений парафина совпадает с глубиной
начала выделения газа. Совершенно очевидно, что отложения парафина в
подъемнике приводят к нарушению нормальной работы скважины, а именно
к снижению ее дебита и КПД процесса подъема.
Выявлено, что использование технологии ОВВ совместно с газлифтным способом эксплуатации позволяет избежать ряд вышерассмотренных осложнений при проявлении режима растворенного газа и предотвратить уменьшение забойного давления при эксплуатации скважины [73].
4.4. Применение технологии объёмного волнового воздействия
при заканчивании скважин
Общей тенденцией мировой нефтегазодобывающей отрасли является
изменение структуры запасов углеводородного сырья. Вместо истощенных
101
месторождений с первоначально высокодебитными скважинами и высокопроницаемыми мощными коллекторами разработчики вынуждены вводить в
эксплуатацию месторождения с маломощными пластами и с невысокими
ФЕС, а также законсервированные пласты со сложными условиями разработки. Переход на разработку глубокозалегающих пластов (6 км и глубже) требует
колоссального роста затрат из-за увеличения стоимости бурения и
освоения скважин в этих условиях. Существующая ситуация может быть существенно смягчена за счет усиления научно-исследовательских и опытноконструкторских работ. В частности, по мере совершенствования ГИС российскими и зарубежными учеными при повторных работах на старых и хорошо освоенных месторождениях выявляется значительное число так называемых «пропущенных» пластов [92]. Это объясняется тем, что при первичных работах с менее совершенными техникой и технологией такие пласты не
могли быть идентифицированы. Кроме того, выявляются сложнопостроенные зоны повторного насыщения после многих лет эксплуатации. В этих
условиях резко возрастают требования к качеству бурения геологоразведочных и эксплуатационных скважин и, в частности, к работам по заканчиванию, опробованию и освоению скважин. Уровень этих работ должен
обеспечить минимизацию риска пропуска слабовыраженных продуктивных
пластов, выявление и дифференциацию продуктивных толщ, «замаскированных» при их вскрытии кольматантами или глинистой коркой. Кроме того,
тиксотропная взвесь жидких и твердых кольматантов, образованная в фильтрационных каналах ПЗП, блокирует приток пластового флюида в скважину
при их освоении и вызове притока.
Решение этих весьма актуальных задач может быть оптимизировано за
счет применения волновой технологии объёмного воздействия на призабойную и дальнюю зоны продуктивного пласта.
Теоретическими и промысловыми исследованиями доказано [50, 83],
что низкочастотные колебания заметно влияют на структурно-реологические
102
свойства пластовых жидкостей; в частности, отмечается снижение объёмной
и сдвиговой релаксации для тяжелых нефтей и вязких взвесей.
Влияние упругих полей в диапазоне низких частот на поровые кольматанты выражается в появлении по отношению к загрязнителям страгивающих инерционных сил, пропорциональных колебательному ускорению, а
также разности плотностей жидких фаз: тяжелой нефти и газоводонефтяных
пластовых жидкостей. В то же время, приращение проницаемости коллектора отмечалось также за счет возникновения сдвиговых деформаций в поле
упругих волн. Отмеченные предпосылки априори свидетельствуют о преимуществах применения обсуждаемой в диссертации технологии объёмного
волнового воздействия: низкая частота упругих волн и большая мощность
поперечных волн сдвига (S-волн) при заканчивании и освоении скважин. Эти
преимущества реализуются за счет предложенной инновационной схемы
«ГИС – волновое воздействие – ГИС» [48] (рисунок 4.9).
Рисунок 4.9  Детализация разреза
Работы по этой схеме осуществляются по принципу «допосле». Сразу
же после вскрытия продуктивного пласта проводятся ГИС, дающие базовые
данные, которые могут быть искажены или замаскированы отмеченными
103
выше факторами. После этого проводится волновое воздействие, уничтожающее или снижающее влияние этих факторов, и снова проводятся ГИС по
«чистому»
разрезу
скважины.
Сопоставление
каротажных
данных
«допосле», где приводятся диаграммы акустического каротажа (АК), позволяет более уверенно выделять продуктивные интервалы. Ниже приводится
пример проведения работ по предложенной схеме «ГИС  волновое воздействие  ГИС» на скв. № 470 ( скв. Никольская, Сорочинско-Никольское месторождение, Оренбургская область).
1. Первоначально МНТП «СпецГИС» проведены каротажи:
- ИННК аппаратурой ИГН-4М в интервале 2060...2460 м.;
- МНК аппаратурой МНК-2 в интервале 2060...2460 м;
- АКШ-ВНЧ двумя зондами (2,6 м и 1,4 м) аппаратуры АКЗ-1 в интервале 540...2460 м;
2. Затем на скважине выполнялось объёмное волновое воздействие на
пласт с целью повышения параметров нефтеотдачи.
3. Затем МНТП «СпецГИС» проведены повторные каротажи:
- ИННК аппаратурой ИГН-4М в интервале 2060...2460 м;
- МНК аппаратурой МНК-2 в интервале 2060...2460 м;
- АКШ-ВНЧ двумя зондами
аппаратуры АКВ-1 в интервале
540...2460 м.
Выводы по результатам интерпретации фоновых и повторных ГИС:
1. По данным ИНК-К в интервале 2436...2444,4 м (пласт Т) произошло
увеличение коэффициента нефтенасыщенности вследствие замены воды
нефтью. Эффект выделяется при сопоставлении замеров до и после воздействия по результатам специальной обработки ИНК-К и ИНК-L по уменьшению декремента затухания ЛАМДА, что обусловлено перераспределением
флюидов, насыщающих породы-коллекторы, а именно увеличением количества нефти.
2. По данным АКШ-ВНЧ изменения состояния цементного камня (разрушения, растрескивания) в интервале и по стволу не отмечается.
104
3. По данным МНК изменения пористости, свидетельствующего о
нарушении структуры породы (разрушении или уплотнении), в интервале
воздействия и по стволу не отмечается.
4. Изменений по гамма-каротажу (ГК) за период воздействия не установлено.
5. Отмечается нефтенасыщенность интервалов 2139,2...2142,4 м  пласт
02; 2162,0...2163,2 м  пласт 03; 2164,4...2165,6 м  пласт 03; 2172,8...2177,6 
пласт 03; 2188,8...2193,8 м  пласт 04; 2212,0...2214,0 м  пласт 05-а;
2280,0...2290,8 м  пласт 05-б, ранее интерпретируемых как водонасыщенные. Рекомендуются для испытаний на нефть.
В связи с постоянно расширяющимися объёмами геофизических и гидродинамических исследований добывающих скважин, повышением требований к эффективности и качеству контроля работы последних технология объёмного волнового воздействия может быть эффективно использована также в
комплексе «эксплуатационный каротаж – волновое воздействие – эксплуатационный каротаж» (дебитомер, расходомер, манометр, термометр и др.).
Ввод в эксплуатацию законсервированных или «пропущенных» низкопроницаемых пластов связан со значительными трудностями, главным образом, при вызове притока. Широко распространенным методом повышения
продуктивности скважин, вскрывших низкопроницаемые карбонатные коллекторы, является обработка ПЗП соляно-кислотным раствором. Такие обработки проводятся уже на стадии освоения скважин и повторяются в процессе
их эксплуатации. Главный недостаток соляно-кислотной обработки (СКО)
связан с малой глубиной проникновения реагентного раствора в пласт. Существующие методы инициирования процесса СКО, основанные на волновом
воздействии на ПЗП, не устраняют этого недостатка из-за низкого энергетического уровня, малой площади охвата воздействием и короткоимпульсного характера воздействия с неэффективным временем контакта раствора и коллектора. Преодоление этих недостатков возможно за счет применения комплекс-
105
ной технологии «СКО  ОВВ». Эффективность такого комплекса основана на
значительном объёме охвата пласта, создании в нём низкочастотного, длиннопериодного процесса образования стоячих волн и относительно медленного
перемещения реагентного раствора в порово-трещиноватом коллекторе.
При комплексировании объёмного волнового воздействия и СКО отмечаются:
- увеличение глубины проникновения кислоты за счет «расшатывания» скелета коллектора, реанимации и образования новых микротрещин,
снижение фильтрационного сопротивления;
- увеличение скорости и полноты реакции за счет «встряхивания» реагента, омывания новых капиллярных поверхностей;
- увеличение полноты выноса продуктов реакции из пласта за счет
уменьшения сил сцепления при волновых колебаниях стенок фильтрационных каналов.
4.5.
на
Особенности
нетрадиционные
технологии
источники
волнового
углеводородов
–
воздействия
метаноугольные
и сланцевые резервуары
Основанием для разработки и промышленного опробования этой технологии послужили два обстоятельства:
- огромный интерес, проявляемый во всем мире и, в особенности, в
странах, не имеющих месторождений природного газа, к месторождениям
метаноугольных и сланцевых углеводородов [53];
- высокие потенциальные возможности именно технологии объёмного
волнового воздействия для инициирования специфических сланцевых и метаноугольных коллекторов, характеризующихся тонко- и микрослойной
структурами, крайней неоднородностью, низким пластовым давлением и обводненностью.
Сегодня имеется огромный потенциал для добычи нетрадиционных
ресурсов (таблица 4.10), только вопрос эффективных рациональных
106
технологий добычи и извлечения нетрадиционных углеводородов остается
открытым.
Таблица 4.10 – Экспертная оценка наиболее перспективных видов
нетрадиционных ресурсов газа в России [30]
Вид ресурсов
Природные газогидраты
Оценка ресурсов, трлн м3
1100...1400
Газ метаноугольных пластов
50...80
Сланцевый газ
10...200
Газ низкопроницаемых формаций
40...45
Существующие на сегодняшний день и широко применяемые, главным
образом в США, технологии добычи нетрадиционного газа основаны на бурении огромного числа скважин (многих десятков тысяч) и проведении массовых гидроразрывов пластов, эффективность которых существенно ниже,
чем на месторождениях нефти и природного газа. Этим объясняется высокозатратность применяемых способов разработки месторождений сланцевого
газа, в связи с чем стоимость продукции ($ 300/1000 м3) кратно выше стоимости природного газа ($ 50/1000 м3).
В России (а также в Китае) основные работы проводятся на угольных
пластах. Из представленных (рисунок 4.10) видов ресурсов опытнопромышленные работы проводились только на метаноугольные пласты на
Талдинской площади в Кузбассе. Прогнозные ресурсы метаноугольного газа
оцениваются от 50 трлн до 84 трлн м3. По оценкам MЭА, мировые запасы
сланцевого и угольного газа в низкопроницаемых коллекторах составляют
921 трлн м3 [30].
107
Рисунок 4.10  Распределение основных видов нетрадиционных
источников углеводородного сырья по регионам России [67]
Следует отметить также, что интерес сегодня представляет открытие
Нижнепермских флиишоидов юга Предуральского прогиба. Флиишоиды рассматриваются как нетрадиционный нефтегазовмещающий резервуар. Предполагается, что добыча флиишоидного газа будет эффективнее с экономической
позиции, чем добыча газа из сланцев. Ресурсы газа на территории Оренбургского сегмента предположительно оцениваются в 1500...2000 млрд м3.
В результате анализа условий разработки сланцевых пластов и характеристик метаноугольных месторождений была обоснована целесообразность включения в комплекс этих работ технологии интегрального низкочастотного объёмного воздействия на газосодержащие пласты.
Следует отметить также, что разработанная технология является первым опытом волнового возбуждения газосодержащих пластов, поскольку
все предыдущие исследования выполнялись российскими и зарубежными
промысловиками на нефтяных месторождениях.
Работы по технологии объёмного волнового воздействия проводились
на научно-экспериментальном полигоне ОАО «Газпром промгаз» (Талдинское месторождение, Кузбасс) (рисунок 4.11).
108
Рисунок 4.11  Ресурсная база метана угольных пластов России [30]
Характеристика объектов, планируемых к разработке, приведена в таблице 4.11.
Таблица 4.11 – Характеристика объектов метаноугольных пластов
№ объекта
Индекс
угольного
пласта
Ориентировочный интервал
залегания пластов
подошва, м
Ожидаемый
флюид
кровля, м
1
2
3
4
Первая группа пластов
1
2
3
51
52
52а
540,0
506,0
484,0
537,0
504,9
481,4
4
53а
436,0
435,1
5
54
421,0
419,4
6
56
358,0
356,4
7
8
57
58
336,0
320,0
334,8
318,0
9
60-59
300,0
293,2
5
Депрессия
на пласт
при вызове
притока,
МПа
6
2,9...5,3
Разгазированная
вода
109
Окончание таблицы 4.11
1
2
3
4
5
6
Разгазированная
вода
5,8...8,5
Вторая группа пластов
1
39
869,0
867,2
2
3
40
43
824,0
785,0
822,3
783,7
4
5
6
44
48-45
50
770,0
729,0
589,0
768,0
723,8
586,7
Для экспериментальных работ по технологии ОВВ на метаноугольные
пласты выбрана инициирующая скважина № УМ 1.2. Характеристика скважины представлена в таблице 4.12.
Таблица 4.12 – Элементы конструкции скважины № УМ 1.2
Элементы
конструкции
направление
Наружный
диаметр
324
Толщина
стенки, мм
9,5
Интервал
установки, м
0...35
Интервал цементирования, м
0...35
кондуктор
219
7,7
0...150
0...150
эксплуатационная
146
8,5
0...640
0...640
Категория скважины  экспериментальная;
искусственный забой  640,0 м;
текущий забой  608,7 м;
пластовое давление (расчетное)  5,8 МПа;
интервалы перфорации эксплуатационной колонны: 582...584 м (пласт
56); 543,5...545,4 м (пласт 57); 525,5...527,8 м (пласт 58); 494,0...499,0 м (пласт
60-59).
Как видно из приведенного анализа горно-геологических условий, Талдинское месторождение характеризуется тем, что продуктивная толща является тонкослоистой средой, образованной пятью метаноугольными пластами.
Это приводит к возникновению при ОВВ значительного числа волн различного типа, возникающих при переотражениях в тонких слоях. Отраженные и
110
проходящие через такие слои упругие волны образуются за счет наложения
огромного числа элементарных волн, переотражающихся как внутри каждого
тонкого слоя, так и при переотражениях между отдельными слоями.
В этом случае вместо слоя, расположенного между двумя полупространствами, необходимо рассматривать многослойную зону (рисунок 4.12)
Рисунок 4.12  Схема пространственного размещения угольных
пластов в углеводородном массиве
При этом сейсмоакустические характеристики многослойной зоны заменяются произведением динамических матриц всех слоёв.
Следует иметь в виду, что кроме отраженных и кратно-отраженных в
каждом из тонких слоёв волн возникают также головные, обменные, преломленные и другие типы волн.
Число элементарных волн в слоистых средах растет по экспоненциальному закону. В этом случае элементарные волны не могут наблюдаться порознь. Интерференция огромного числа элементарных волн приводит к образованию сложных волновых групп. В этом случае для анализа волновых процессов в неоднородной слоистой среде эффективной является модальная тео-
111
рия, согласно которой волновое поле образуется суммой бесконечного числа
мод Релеевского и Лявовского типов, представляющих собой стоячие колебания в вертикальной плоскости и бегущие волны в горизонтальной плоскости. Колебания, переносимые R-модами, поляризованы в вертикальной плоскости. Моды L-типа переносят только горизонтальные колебания SH, поляризованные в направлении перпендикулярно распространению волны. Такие
моды являются нормальными. Существенной их особенностью является то,
что ослабление их с расстоянием происходит только за счет геометрического
расхождения, (т.е. в степени - ½ ), вследствие чего энергия, переносимая
этими модами, слабо затухает с расстоянием.
Геоакустическая характеристика тонкослоистых сред Талдинского месторождения свидетельствует о наличии пластов с пониженной скоростью,
которые являются волноводами. В этом случае в таких слоях образуются каналовые волны, распространенные на значительные расстояния (в частности,
в океанических волноводах такие волны распространяются на расстояния в
сотни и тысячи километров).
Отмеченные особенности сейсмоакустических характеристик геосреды
обосновывают необходимость интегрального подхода к анализу волнового
воздействия. В этом случае методы селективного воздействия на каждый
тонкий слой, помимо сложности технической реализации волновой технологии, не могут быть адекватно описаны, так как не учитывается взаимное влияние волн, образующихся в тонком слое. Очевидно, наиболее эффективным
является рассмотрение в целом тонкослоистой зоны, заключенной между
двумя полупространствами. Суммарная энергия интерференционного волнового поля, возбуждаемого при волновом воздействии в тонкослоистой зоне,
обеспечивает максимум КПД сейсмического воздействия. Для реализации
такого подхода в технологии объёмного волнового воздействия источник
волнового поля помещают в полупространствах, между которыми заключена
слоистая зона. Эта технология основана также на том, что частотная характеристика тонкослоистой зоны принципиально отличается от частотной харак-
112
теристики единичного тонкого слоя в полупространстве. В частности, интерференция волн в тонких слоях слоистой среды приводит к понижению частоты возбуждаемых в среде волн [22] вследствие рассеяния высокочастотных
компонентов поля.
Частотная характеристика слоистой системы, состоящей из ряда тонких
слоёв, определяется произведением частотных характеристик этих слоёв. Из
теории интерференционных систем известно, что их применение всегда
означает снижение основной частоты частотной характеристики [28, 77].
Исходя из изложенного, при разработке технологии объёмного волнового воздействия возбуждение сигналов осуществляется не внутри тонкослоистой точки горных пород, а во вмещающих её средах.
С точки зрения сейсмики слоистых сред, Талдинское многопластовое
угольное месторождение представляет собой ансамбль тонких слоёв. При
этом сейсмоакустические характеристики определяются не физическими
свойствами каждого пласта, а амплитудно-частотными и скоростными характеристиками всей многопластовой толщи.
В частности, частотная характеристика среды определяется следующим
образом:
H (ω) = H1(ω)∙ H2(ω)…Hn(ω),
где
(31)
H  интегральная частотная характеристика;
H1,…,Hn  частотные характеристики тонких слоёв,
H(ω) =
𝑺вх. (𝝎)
𝑺вых. .(𝝎)
где
,
(32)
Sвх.(ω) и Sвых.(ω)  спектры входных и выходных сигналов упругих
волн в тонких слоях.
Таким образом, сейсмоакустические характеристики геосреды, образованной интегрированными тонкими слоями, являются также интегральными,
обобщенными по объёму. Это предопределяет целесообразность и закономерность применения методов интегрального объёмного волнового воздействия на многослойную продуктивную толщу.
113
Вовлечение в разработку малодренируемых участков или извлечение
заблокированных запасов осуществляется за счет применения технологии
площадного длительного циклического импульсного волнового воздействия
на продуктивные пласты в диапазоне низких и инфранизких частот. Воздействие осуществляется с помощью специального волнового источника, опускаемого в скважину на каротажном кабеле и устанавливаемого в открытой
или перфорированной зоне. Вследствие этого в продуктивном пласте, обладающем волноводными свойствами, возникает периодический слабозатухающий волновой процесс (аналог стоячих волн), характеризующийся интерференцией волн, переотражающихся внутри слоистой пачки. Этот процесс
сопровождается образованием в объёме пласта пучностей и узлов деформаций (напряжений).
Потенциальная энергия напряжений, концентрирующихся в процессе
ОВВ в окрестности узлов стационарных волн, вызывает периодические деформации горной среды в таких областях пласта. Это приводит, в свою очередь, к возникновению процессов пульсирующего изменения (уменьшения
или увеличения) вторичной пустотности (пористости, трещиноватости) коллектора.
Таким образом, возникает как бы поршневой эффект, сопровождающийся возникновением локальных градиентов давления в пористой среде на
фоне общего градиента в Р𝛴 направлении областей отбора.
Р𝛴 =∆ Рпл + ∆ Рвв ,
где
(33)
∆ Рпл, ∆ Рвв  градиенты пластового и волнового давлений.
Таким образом, транспортируемая в пласт при волновом воздействии
упругая энергия возобновляет истощившиеся её запасы в пласте, что приводит к замедлению падения средневзвешенного давления. Это явление сопровождают как чисто газовый, так и водонапорный режимы работы пласта.
Основным эффектом сейсмоакустического воздействия на газовую фазу в
среде является резкое увеличение проницаемости, что приводит к дегазации
горных пород [24]. Проявление этого эффекта связано не столько с формирова-
114
нием дополнительной трещиноватости, сколько с изменением характера трения
при движении газа в поровом пространстве. Известно, что в случае знакопеременных упругих колебаний «статическое» трение заменяется «динамическим»
трением [44], при котором значительно ускоряется миграция газа.
Эффекты массообмена между разнонапряженными зонами, возникающие при волновом воздействии посредством фильтрационного, диффузного
и конвективного массопереноса и связанные с появлением градиентов давления, не исчезают после снятия волновых полей. В системах, находящихся в
напряженно-деформированном состоянии и включающих пластовые агрегаты в виде насыщенных пористых сред, последействие охватывает весьма
длительный временной промежуток. Возникающие при волновом воздействии процессы массопереноса могут продолжаться в течение многих месяцев после его прекращения.
Возникновение эффектов последействия в случае применения волновой технологии происходит в результате накопления локальных эффектов от
длительной серии слабых воздействий.
Фактор увеличения полноты и ускорения выхода газа связан с образованием локальных зон перепада давления при прохождении упругих волн.
Давление, возникающее на фронте проходящей упругой волны, приводит к
возникновению эффекта упругого толчка при выполнении условия, связанного с нарушением упругого равновесия в пласте.
Технология работ по волновому воздействию на продуктивные пласты
основана на реализации основных его особенностей, таких как:
- создание областей напряженно-деформированного состояния горных
пород за счет циклически прилагаемой упругой деформации, накапливающейся в геосреде;
- создание чередующихся областей сжатия и растяжения горных пород
за счет образования узлов и пучностей стоячих волн;
- активация трещиноватых зон, развитие новых и реанимация («вспарывание») залеченных трещин за счет усталостных деформаций, вызванных
115
длительными разнонаправленными напряжениями, развивающимися в геосреде при циклическом воздействии.
Особое значение имеет реализация фазных микроперепадов (скачков)
давления на фронте упругих волн в отношении интенсификации притока
остаточных защемленных запасов в тупиковых блокированных зонах.
Циклические градиенты давления на границе защемленного газа и блокирующей воды ∆Рг приводят к прорыву пузырьков газа через границу и движению последних к зонам отбора. В то же время, вертикальная диффузия газа
при циклических вертикальных градиентах ∆Рв приводит к диффузии газа из
плохо проницаемых в интенсивно дренируемые пласты с хорошими фильтрационными характеристиками. Эффекты «проталкивания» газа по пласту в зону
отбора и миграции его через границы пропластков с различными проницаемостями связаны с действиями кратно-отраженных внутри пласта волн (КВ) и
головных волн (ГВ), скользящих вдаль акустических границ (рисунок 4.13). В
последнем случае достигается также эффект инициирования пограничных течений, обеспечивающих движение УВ в зонах с низкими скоростями течения.
Рисунок 4.13  Волновая схема
Расчёт схем объёмного волнового воздействия осуществлялся на основе интерференционного принципа Гюйгенса-Френеля, при этом область мак-
116
симальной энергии воздействия на объект инициирования определяется радиусом первой зоны Френеля.
Учитывая сложность строения метаноугольных продуктивных отложений, в ряде случаев может применяться схема двухпозиционного волнового
воздействия (рисунок 4.14). Такая схема предусматривает создание в пласте
сложного интерференционного поля стоячих волн, образованного наложением упругих колебаний, возбуждаемых выше и ниже пласта.
Рисунок 4.14  Схема двухпозиционного объемного волнового
воздействия на метаноугольные пласты
Испытания технологии объёмного волнового воздействия на метаноугольные пласты проведены в сентябре 2012 года по разработанной и
представленной в диссертации технологической схеме [50]. Оценка эффективности воздействия осуществлялась геофизической партией ООО «Красноярскгеофизика» посредством геофизических измерений комплексными
приборами КСА-Т12. Наблюдения выполнялись до волнового воздействия
(фоновые замеры) и после воздействия, т.е. по схеме «допосле». Анализ результатов показал успешность выполненной работы – увеличение дебита газа
на 19,8 % [6].
117
Выводы по главе 4
1. Выявлено, что существующие комплексные технологии «ГРП  волновое воздействие» предусматривают воздействие непосредственно на ПЗП.
2. Установлено, что в отличие от известных способ объёмного волнового воздействия, представленный в диссертации, предусматривает волновое
воздействие на весь объём пласта, заключающий также и область гидроразрыва.
3. Установлено, что оптимизация работы газлифта достигается за счет
применения его в комплексе с технологией волнового воздействия. За счет
вытеснения нефти и дегазации пластовой пористой среды при объёмном волновом воздействии достигается увеличение притока нефти, а увеличение газовой компоненты за счет дегазации нефти обеспечивает снижение расхода
закачиваемого газового агента.
4. Применение технологии объёмного волнового воздействия при заканчивании скважин позволяет:
- за счет реализации технологической схемы «ГИС  ОВВ  ГИС» повысить надежность выявления продуктивных интервалов и снизить риск
ошибочных решений, в частности, по проблеме «пропущенных» пластов;
- за счет реализации схемы «СКО  ОВВ» повысить качество и ускорить освоение скважин.
5. Установлено, что технология волнового воздействия на метаноугольные пласты имеет принципиальные отличия от традиционных методов волнового воздействия на терригенные и карбонатные коллекторы:
- продуктивная толща должна рассматриваться в качестве объекта воздействия как комплекс тонких слоёв, имеющий обобщенные интегральные
акустические свойства;
- технология волнового воздействия может быть успешной только в варианте объёмного возбуждения пласта.
6. Наиболее эффективной представляется технология объёмного двухпозиционного совмещенного воздействия, которое должно осуществляться
118
во вмещающей среде со стороны верхней и нижней границ продуктивной
слоистой толщи.
7. Выявлено, что продолжительность цикла волнового воздействия на
метаноугольные пласты в силу их высокой энергоёмкости должна составлять
70...120 часов, т.е. существенно больше, чем при локальном волновом воздействии.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ
1. Установлено, что процесс разработки месторождений, в особенности
месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, в условиях падающей добычи, высокой обводненности и потерь пластового давления требует широкого применения специальных технологических приемов для поддержания
объемов и стабилизации снижения добычи. Создано значительное количество методов интенсификации продуктивных пластов месторождений нефти
и газа. Большинство из них применяется при разработке нефтяных месторождений, единичные работы выполнены для газовых месторождений,
нефтяных оторочек НГКМ при полном отсутствии технологий воздействия
на пласты нетрадиционных источников углеводородов  метаноугольных и
сланцевых месторождений.
2.
Дано
теоретическое
обоснование
и
выявлены
геолого-
технологические предпосылки сопровождения волновых технологий. Выявлена необходимость рассмотрения волновых явлений в значительных объёмах геосреды, включающей продуктивный пласт в целом и волновые процессы в его призабойной зоне. Выявлено, что принципы объёмного волнового
воздействия, разрабатываемые в диссертации, предопределяют применение
методов обобщенного анализа волновых полей, возбуждаемых в нижнем полупространстве, на основе классической теории поля.
3. Впервые разработана технология фокусированного низкочастотного
объёмного волнового воздействия на продуктивные пласты, охватывающего
119
значительные участки пласта (в целом до 6 км от точки проведения воздействия) с целью увеличения углеводородоотдачи и восстановления упругой
энергии пласта.
4. Разработаны комплексные многофакторные волновые технологии
интенсификации процессов добычи нефти и газа, обеспечивающие при условии сочетания преимуществ каждой технологии достижение синергетического эффекта. Разработана технология объемного волнового воздействия в
комплексе с ГРП. Дано теоретическое обоснование объемного волнового сопровождения газлифтной эксплуатации на примере нефтяной оторочки Ассельской газонефтяной залежи Оренбургского НГКМ. Разработаны волновые
методы оптимизации технологии заканчивания скважин с целью решения
проблемы «пропущенных пластов», предотвращения кольматации и улучшения условий притока. Впервые в мировой практике нефтегазодобычи разработаны научно обоснованные принципы организации системы объёмного
волнового воздействия на газоконденсатные пласты, а также применительно
к «нетипичным промысловым объектам»  метаноугольным и глинистосланцевым резервуарам. В частности, предложен инновационный способ
объёмного волнового воздействия на метаноугольные пласты.
Для выполнения данных операций при разработке комплексных многофакторных волновых технологий объемного воздействия разработаны конкретные технико-технологические схемы как при прямой инициации пласта,
так и в комплексе с ГРП, СКО, при заканчивании скважин на месторождении.
5. Получены практические результаты применения технологий ОВВ
как при прямой инициации газоконденсатных и метаноугольных пластов, так
и в комплексе с ГРП:
- получены результаты практического применения ОВВ в комплексе с
ГРП с увеличением дебита нефти в среднем на 35...37 %;
- впервые в мировой практике добычи газа проведены работы по объемному волновому воздействию на газоконденсатные пласты в Оренбург-
120
ском регионе на лицензионном участке ООО «Газпром добыча Оренбург»,
получены результаты применения технологии с увеличением дебита газа на
12,25 %  зона ОПС-3 ОНГКМ, на 35,6 %  зона OПС-2 ОНГКМ;
- получены результаты практического применения многофакторных
волновых технологий объемного воздействия на метаноугольные пласты с
увеличением притока газа на 20 % (Талдинское месторождение, Кузбасс, лицензионный участок ООО «Газпром добыча Кузнецк»).
121
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ
АК – акустический каротаж;
АКШ  акустический широкополосный каротаж;
ГП – газопромысловый пункт;
ГПУ – газопромысловое управление;
ГРП  гидроразрыв пласта;
ГТМ – геолого-технические мероприятия;
ГВ – головная волна;
ГИС – геофизические исследования скважин;
ГК  гамма-каротаж;
КПД  коэффициент полезного действия;
КРС  капитальный ремонт скважин;
КИН  коэффициент извлечения нефти;
КВ – кратно-отраженная волна;
НДС  напряженно-деформированное состояние;
НИР – научно-исследовательские работы;
НКТ  насосно-компрессорные трубы;
ОНГКМ (НГКМ) – Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение;
ОВВ (ВВ) – объемное волновое воздействие;
ОПЗ – обработка призабойной зоны;
ПЗП  призабойная зона пласта;
ППД  поддержание пластового давления;
ПАВ  поверхностно-активное вещество;
СКО – соляно-кислотная обработка;
УКПГ – установка комплексной подготовки газа;
УВ – углеводороды;
УИС установка исследования скважин;
ФЕС – фильтрационно-емкостные свойства.
122
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1. Александров, Е. В. Прикладная теория и расчеты ударных систем
Текст / Е. В. Александров, В. Б. Соколинский.  М.: Наука, 1969.  199 с.
2. Андреев, В. Е. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов
нефти карбонатных коллекторов Текст / В. Е. Андреев, Ю. А. Котенев,
А. Г. Нугайбеков и др. – Уфа: УГНТУ, 1997.  138 с.
3. Андреев, В. Е. Геолого-промысловый анализ эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи Текст / В. Е. Андреев, Ю. А Котенев, В. Г. Щербинин и др..  Уфа: УГНТУ, 1998.  145 с.
4. Аржанов, А. Ф. Сохранение фильтрационно-емкостных свойств пластов при заканчивании скважин Текст / А. Ф. Аржанов, Р. Ю. Кузнецов. 
Тюмень: Вектор-Бук, 2001.  144 с.
5. Алварадо, В., Манрик, Э. Методы увеличения нефтеотдачи пластов.
Планирование и стратегии применения Текст: пер. с англ. /В. Алварадо,
Э. Манрик. – М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2011. – 244 с.
6. Акчурин, Х. И. Интенсификация притока из метаноугольных пластов
методом импульсов давления Текст / Х. И. Акчурин, Г. С. Дубинский,
Н. М. Сторонский, З. Д. Хоминец // Нефтегазовые технологии и материалы. –
Уфа: ООО «Монография», 2013.  С. 292-303.
7. Акчурин, Х. И. Технологии интенсификации добычи газа из метаноугольных
пластов
Текст
/
Х.
И.
Акчурин,
Г.
С.
Дубинский,
Н. М. Сторонский, З. Д. Хоминец // Нефтегазовые технологии и материалы. 
Уфа: ООО «Монография», 2013.  С. 283-292.
8. Белоликов, Н. И. О возможности изучения напряженного состояния
земной коры по геосейсмическим моделям поглощения Текст / Н. И. Белоликов, Е. В. Карус, О. Л. Кузнецов, Г. В. Рогоцкий и др. // Доклады АН
СССР.  1977.  № 6.  С. 1319-1321.
123
9. Бокс, Дж. Анализ временных рядов прогнозирования и управления
Текст / Дж. Бокс, Г. Дженкинс.  М.: Мир, 1974.  406 с.
10. Бондарев, В. И. Сейсморазведка Текст / В. И. Бондарев.  Екатеринбург: Изд-во УГПУ, 2007.  698 с.
11. Бреховских, Л. М. Волны в слоистых средах Текст / Л. М. Бреховских.  М.: АН СССР, 1957.  502 с.
12. Буй Дык Хиен. Основные возможные осложнения при эксплуатации газлифтных скважин и борьба с ними Текст / Буй Дык Хиен,
Е. В. Комлева, В. Г. Карамышев // Нефтегазовые технологии и материалы. 
Уфа: ООО «Монография», 2012.  Вып. 1 (6).  С. 374-379.
13. Буй Дык Хиен. Гидродинамический диспергатор для газлифтных
скважин Текст / Буй Дык Хиен, Е. В. Комлева, Р. Р. Коерн // Проблемы и
методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти,
нефтепродуктов и газа: матер. научн.-практ. конф. 23 мая 2012 г. – Уфа, 2012.
 С. 40-41.
14. Виноградов, С. Д. Акустические наблюдения процессов разрушения
горных пород Текст / С. Д. Виноградов.  М.: Наука, 1964.  84 с.
15. Вяхирев, Р. И. Разработка и эксплуатация газовых месторождений
[Текст] / Р. И. Вяхирев, А. И. Гриценко, Р. М. Тер-Саркисов. – М.: ООО
«Недра-Бизнесцентр», 2002. – 880 с.: ил. – 1000 экз. – ISBN 5-8365-0101-7.
16. Ганиев, Р. Ф. О резонансном характере распределения амплитуд
волнового поля в призабойной зоне скважины Текст / Р. Ф. Ганиев,
С. А. Петров, А. Е. Украинский // Вибротехника.  1989.  № 62.  С. 82-87.
17. Ганиев, Р. Ф. Проблемы и перспективы волновой технологии многофазных систем в нефтяной и газовой промышленности Текст / Р. Ф. Ганиев, Л. Е. Украинский, В. Е. Андреев, Ю. А. Котенев. – СПб.: Недра, 2008. 
185 с.
124
18. Ганиев, Р. Ф. Волновая технология и техника Текст / Р. Ф. Ганиев
и др.; под ред. Р. Ф. Ганиева.  М.: Издательская фирма «Логос», 1993. 
126 с.
19. Ганиев, Р. Ф. Колебательные явления в многофазных средах и их
использование в технологии Текст / Р. Ф. Ганиев, Н. И. Кобасьо, В. В. Кулик и др.; под ред. Р. Ф. Ганиева.  Киев: Техника, 1980. – 141 с.
20. Гафуров, Р. Я. Фильтрационные явления при распространении
упругих волн в насыщенных пористых средах Текст: автореф. ... канд. физ.мат. наук / Гафуров Р. Я.  Уфа, 2004.  21 с.
21. Гихман, И. И. Введение в теорию случайных процессов Текст /
И. И. Гихман, А. В. Скороход.  М.: Наука, 1965.  655 с.
22. Гольдин, С. В. Линейные преобразования сейсмических сигналов
Текст / С. В. Гольдин.  М.: Недра, 1974.  352 с.
23. Горелик, Г. С. Колебания и волны Текст / Г. С. Горелик.  М.:
Изд-во физматлит., 1959.  572 с.
24. Горяйнов, Н. И. Сейсмические методы в инженерной геологии
Текст / Н. И. Горяйнов, Ф. М. Ляховицкий.  М.: Недра, 1979.  143 с.
25. Гоц, С. С. Когнитивная оценка применимости различных моделей
воздействия электромагнитного излучения на водонефтяную эмульсию
Текст / С. С. Гоц, К. Ш. Ямалетдинова, Б. К. Сушко // НТЖ «Проблемы
сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР.  2012. –
Вып. 4 (90). – С. 81-91.
26. Гавура, В. Е. Геология разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Текст / В. Е. Гавура.  М.: ВНИИОЭНГ, 1995.  403 с.
27. Гуревич, Г. P. Разработка газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления [Текст] / Г. Р. Гуревич, В. А. Соколов,
П. Т. Шмыгля.  М.: Недра, 1976.  184 с.
28. Дженкинс, Г. Спектральный анализ и его приложения Текст /
Г. Дженкинс, Д. Ваттс.  М.: Мир, 1971.  316 с.
125
29. Дыбленко, В. П. Волновые методы воздействия на нефтяные пласты
с трудноизвлекаемыми запасами Текст / В. П. Дыбленко.  М.: ОАО
«ВНИИОЭНГ», 2008.  80 с.
30. Дмитриевский, А. Н. Энергетические приоритеты и безопасность
России (нефтегазовый комплекс) Текст / А. Н. Дмитриевский, А. М. Мастепанов, М. В. Кротова. – М.: ООО «Газпром Экспо», 2013. – 336 с.
31. Долгушин, В. А. Изоляция водонасыщенных пластов методами
гидрофобизации проницаемой среды при бурении и эксплуатации скважин
Текст / В. А. Долгушин, Р. Ю. Кузнецов // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР.  2010.  Вып. 1 (79).
 С. 5-10.
32. Желтов, Ю. П. Разработка нефтяных месторождений Текст /
Ю. П. Желтов.  М.: Недра, 1986.  332 с.
33. 3акиров, С. Н. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа Текст / С. Н. 3акиров, Э. С. 3акиров, И. С. 3акиров,
М. Н. Баганова, А. В. Спиридонов.  М., 2004.  520 с.
34. Закиров, С. Н. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа Текст / С. Н. Закиров, И. М. Индрупский,
Э. С. 3акиров, И. С. 3акиров, М. Т. Абасов и др.. – М. – Ижевск: Институт
компьютерных исследований, 2009. Ч. 2.  484 с.
35. Иванов, С. И. Интенсификация притока нефти и газа к скважинам
Текст / С. И. Иванов.  М.: Недра, 2006.  565 с.
36. Иванов, С. И. Особенности разработки, освоения и эксплуатации
газоконденсатных месторождений на завершающей стадии Текст /
С. И. Иванов. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2005. – 247 с.: ил.
37. Игнатьев, А. В. Ускорение течения жидкости в капиллярах и пористых средах при воздействии волновым полем Текст / А. В. Игнатьев,
Р. Ю. Кузнецов, Л. Е. Украинский // Газовая промышленность.  2010.  № 9.
126
38. Игнатьев, А. В. Волновой очиститель зоны продуктивного пласта
Текст / А. В. Игнатьев, В. Н. Игнатьев, Р. Ю. Кузнецов, Ю. С. Кузнецов,
Ю. П. Скворцов // Специализированный журнал «Бурение и нефть». – 2010. 
№ 5.  С. 46-47.
39. Кузнецов, Р. Ю. Строительство и эксплуатация нефтяных и газовых
скважин открытым забоем с использованием волновых технологий (проблемы, теоретические решения, промысловый опыт) [Текст]: дисс. … д-ра техн.
наук: 25.00.15/ 25.00.17 / Кузнецов Роман Юрьевич. – Уфа, 2010.
40. Карус, Е. В. О природе упругих волн, возбуждаемых в реальных
средах гармоническим источником Текст / Е. В. Карус, И. П. Пасечник. 
Известия АН СССР. Серия «Геофизика». – 1955.  № 2.  С. 16-24.
41. Кузнецов, Ю. С. Новый способ заканчивания скважин Текст /
Ю. С. Кузнецов, Р. Ю. Кузнецов // Новые технологии – нефтегазовому региону: тез. докл. XVII научн.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых
ученых, посвященной 35-летию ТюмГНГУ.  Тюмень, 1998.  С. 84.
42. Кузнецов, О. Л. Применение ультразвука в нефтяной промышленности Текст / О. Л. Кузнецов, С. А. Ефимова.  М.: Недра, 1983.  192 с.
43. Кузнецов, О. Л. Повышение информативности сейсмоакустических
методов разведки на основе изучения динамических характеристик упругих
волн Текст / О. Л. Кузнецов, И. А. Чиркин, Г. В. Рогоцкий // Нефтегазовая
геология и геофизика.  М., 1978.  № 3.  С. 38-43.
44. Кузнецов, О. Л. Сейсмоакустика пористых и трещиноватых геологических сред Текст: в 3 т. / О. Л. Кузнецов, И. А. Чиркин, Ю. А. Курьянов,
Г. В. Рогоцкий, В. П. Дыбленко.  М.: ВНИИгеосистем, 2007. Т. 3.  434 с.
45. Кузнецов, О. Л. Физические основы вибрационного воздействия на
нефтегазовые пласты Текст / О. Л. Кузнецов, Э. М. Симкин, Дж. Чилингар.
 М.: Мир, 2001.  260 с.
46. Кучумов, Р. Я. Применение метода вибровоздействия в нефтедобыче Текст / Р. Я. Кучумов.  Уфа: Башк. кн. изд-во, 1988.  112 с.
127
47. Комлева, Е. В. Совершенствование эффективности системы разработки газонефтяных оторочек сложного строения на примере Ассельской газонефтяной залежи ОНГКМ Текст / Е. В. Комлева, Р. Ю. Кузнецов,
Р. Ф. Ямбаев, Б. В. Сперанский // Нефть, газ, бизнес.  2013.  № 6. – С. 3537.
48. Комлева, Е. В. Методы волновой технологии при мониторинге и
сопровождении технологических процессов в нефтегазодобыче Текст /
Е. В. Комлева, Р. Ю. Кузнецов, Г. В. Рогоцкий // Нефтепромысловое дело. –
2013.  № 2.  С. 48-50.
49. Комлева, Е. В. Применение технологии волнового сопровождения
гидроразрыва пласта Текст / Е. В. Комлева, Р. Ю. Кузнецов, Г. В. Рогоцкий
// Нефтепромысловое дело. – 2014.  № 2.  С. 29-32.
50. Комлева, Е. В. Опыт применения технологии объёмного волнового
воздействия при инициировании газоконденсатных пластов Текст
/
Е. В. Комлева, Г. В. Рогоцкий, Р. Ю. Кузнецов // Нефтепромысловое дело. –
2014 (в печати).
51. Комлева, Е. В. Повышение технологической эффективности и промышленной безопасности разработки нефтегазоконденсатных месторождений Текст / Е. В. Комлева // Университетский комплекс как региональный
центр образования, науки и культуры: матер. Всеросс. научн.-метод. конф. (с
международным участием).  Оренбург: ООО ИПК «Университет», 2013. 
3335 с.  URL: httр://conference.osu.ru/ passets /files/conf_info/conf9.
52. Карамышев, В. Г. Внутрискважинная обработка продукции газлифтных скважин Текст / В. Г. Карамышев, Буй Дык Хиен, Р. Р. Коерн,
Е. В. Комлева // Нефтегазовые технологии и материалы.  Уфа: ООО «Монография», 2012.  Вып. 1 (6).  С. 380-382.
53. Комлева, Е. В. Разработка технологии объёмного волнового инициирования нетрадиционных продуктивных объектов Текст / Е. В. Комлева,
Р. Ю. Кузнецов, Г. В. Рогоцкий // Проблемы и методы обеспечения надежно-
128
сти и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер.
междунар. научн.-практ. конф. 22 мая 2013 г. – Уфа, 2013. – С. 84-85.
54. Комлева, Е. В. Многофакторные волновые технологии инициирования продуктивных пластов нефтегазоконденсатных месторождений Текст /
Е. В. Комлева, Р. Ю. Кузнецов, Г. В. Рогоцкий // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов
и газа: матер. междунар. научн.-практ. конф. 22 мая 2013 г. – Уфа, 2013. –
С. 89-90.
55. Карамышев, В. Г. Повышение эффективности работы глубиннонасосных установок Текст / В. Г. Карамышев, В. А. Антоненко, Е. В. Комлева // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. – 2012.  Вып. 2 (88).  С. 11-14.
56. Костилевский, В. А. О дренажной защите скважин и погружного
оборудования Текст / В. А. Костилевский, Е. В. Комлева, А. Р. Эпштейн,
А. И. Подъяпольский // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. научн.практ. конф. 23 мая 2012 г. – Уфа, 2012. – С. 36-39.
57. Калинкин, А. В. Результаты и перспективы реализации инновационного проекта по добыче метана из угольных пластов в Кузбассе Текст /
А. В. Калинкин, В. И. Новиков, Б. И. Шарипов, В. Т. Хрюкин // Газовая промышленность.  2012. – Cпецвыпуск.
58. Карасевич, А. М. Основные направления стратегии развития ОАО
«Газпром» промышленной добычи метана из угольных пластов Текст /
А. М. Карасевич, Н. М. Сторонский, В. Т. Хрюкин, Е. В. Швачко // Газовая
промышленность.  2012. – Cпецвыпуск.
59. Курьянов, Ю. А. Исследование техногенной трещиноватости, возникающей после гидроразрыва пласта Текст / Ю. А. Курьянов, О. Л. Кузнецов, И. А. Чиркин, И. С. Джафаров.  М.: ВНИИгеосистем, 2001.  73 с.
129
60. Котенев, Ю. А. Повышение эффективности эксплуатации залежей
с трудноизвлекаемыми запасами нефти Текст / Ю. А. Котенев, Р. А. Нугайбеков, О. В. Каптелинин. – М.: Недра, 2004.  236 с.
61. Мирзаджанзаде, А. Х. Основы технологии добычи газа [Текст] /
А. Х. Мирзаджанзаде, О. Л. Кузнецов, К. С. Басниев, З. С. Алиев. – М.:
Изд-во «Недра», 2003. – 880 с. – 1000 экз. – ISBN 5-247-03885-1.
62. Муравьев, В. М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин Текст
/ В. М. Муравьев.  М.: Недра, 1975.  384 с.
63. Мищенко, И. Т. Скважинная добыча нефти Текст / И. Т. Мищенко.  М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина,
2003. – 816 с.
64. Мищенко, И. Т. Выбор способа эксплуатации скважин нефтяных
месторождений с трудноизвлекаемыми запасами Текст / И. Т. Мищенко,
Т. Б. Бравичева, А. И. Ермолаев.  М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ
нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005.  448 с.
65. Мастепанов, А. М. Нетрадиционный газ как фактор регионализации
газовых рынков Текст / А. М. Мастепанов, А. Д. Степанов, С. В. Горевалов,
А. М. Белогорьев; под общ. ред. д.э.н. А.М. Мастепанова и к.г.н.
А. И. Громова. – М.: ИЦ «Энергия», 2013.  128 с.
66. Назыров, М. Р. Оценка перспектив освоения нефтяных оторочек на
поздней стадии разработки основной газоконденсатной залежи Оренбургского месторождения Текст / М. Р. Назыров, В. З. Баишев, Т. Г. Кривина,
В. Д. Шуэр, Н. Г. Фисун // Нефтепромысловое дело. – 2011.  № 8.  С. 61-63.
67. Прищепа, О. М. Трудноизвлекаемая нефть: потенциал, состояние и
возможности освоения [Текст] / О. М. Прищепа, Э. М. Халимов // Нефтегазовая вертикаль. – 2011.  № 5.  С. 24-30.
68. Персиянцев, М. Н. Результаты промышленного внедрения вибросейсмического воздействия на месторождениях АО «Оренбургнефть» Текст
130
/ М. Н. Персиянцев, В. А. Калашников, Ф. И. Алеев, С. А. Кириллов //
Нефтяное хозяйство. 1996.  № 10.  С. 37-38.
69. Пат. 2357073, Российская Федерация, МКК Е 21 В 43/16,
Е 21 В 43/28. Способ разработки месторождений полезных ископаемых, добываемых через скважины Текст / Дыбленко В.П., Кузнецов О.Л., Чиркин И.А.,
Рогоцкий Г.В., Ащепков Ю.С., Шарифуллин Р.Я.; патентообладатели Дыбленко В.П., Кузнецов О.Л., Чиркин И.А.  № 2007121160/03; заявл.
25.05.2007; опубл. 27.05.2009, Бюл. № 15.
70. Пат. 2361070 Российская Федерация, МКК Е 21 В 43/16. Способ
волнового воздействия на залежь углеводородов Текст / Иванов С. И.,
Мокшаев А. Н., Гендель Г. Л., Рогоцкий Г. В. и др.; патентообладатель
ООО «Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт
нефти и газа».  № 2007144156/03; заявл. 27.11.2007; опубл. 16.07.2009, Бюл.
№ 19.
71. Пат. 76958 Российская Федерация, МКК Е 21 В 28/00,
Е 21 В 43/25 Устройство для акустического воздействия на нефтегазоносный
пласт Текст / Днистрянский В. И., Иванов С.И., Мокшаев А. Н.,
Гендель Г. Л., Клейменов А. В., Калашников В. А., Рогоцкий Г. В., Ишкильдина З. А.; патентообладатель Уральский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа.  № 2007128554/22; заявл. 27.05.2008; опубл.
10.10.2008, Бюл. № 28.
72. Пат. 68579 Российская Федерация, МКК Е 21 В 28/00,
Е 21 В 43/25. Устройство для акустического воздействия на нефтегазоносный
пласт Текст / Иванов С. И., Мокшаев А. Н., Калашников В. А.,
Рогоцкий Г. В., Ишкильдина З. А., Дыбленко В. П., Гендель Г. Л., Клейменов
А.
В.,
Гладков
П.
В.;
патентообладатель
Уральский
научно-
исследовательский и проектный институт нефти и газа.  № 2007128554/22;
заявл. 24.07.2007; опубл. 27.11.2007, Бюл. № 33.
131
73. Пат. 2503801 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/12. Способ
внутрискважинной обработки продукции газлифтных скважин Текст /
Буй Д. Х., Коерн Р. Р., Комлева Е. В.; патентообладатель Государственное
унитарное предприятие «Институт проблем транспорта энергоресурсов». 
№ 2012112813/03; заявл. 02.04.2012; опубл. 10.01.2014, Бюл. № 1.
74. Пановко, Я. Г. Устойчивость и колебания упругих систем Текст /
Я. Г. Пановко, И. И. Губанова.  М.: Наука, 1987.  352 с.
75. Пирсол, А. Измерения и анализ случайных процессов Текст /
А. Пирсол, Д. Бендат.  М.: Мир, 1969.  389 с.
76. Рогоцкий, Г. В. Теоретическое и экспериментальное обоснование
новых волновых технологий инициирования продуктивных пластов нефтегазоконденсатных месторождений Текст / Г. В. Рогоцкий // НТЖ «Защита
окружающей среды в нефтегазовом комплексе».  М.: ОАО «ВНИИОЭНГ,
2010.  № 12.  С. 45-48.
77. Рябинкин, Л. А. Теория и практика сейсмического метода РНП
Текст / Л. А. Рябинкин, В. А. Знаменский, Ю. В. Напалков, Ю. Н. Воскресенский, М. Б. Рапопорт.  М.: Гостоптехиздат, 1962.  294 с.
78. Саваренский, И. Ф. Сейсмические волны Текст / И. Ф. Саваренский.  М.: Недра, 1972.  296 с.
79. Свешников, А. А. Прикладные методы теории случайных процессов
Текст / А. А. Свешников.  М.: Наука,1968.  182 с.
80. Спивак, А. И. Механика горных пород Текст / А. И. Спивак,
А. Н. Попов.  М.: Недра, 1975.  200 с.
81. Соколов, А. Г. Выделение и трассирование тектонических нарушений по данным сейсморазведки и прогнозирование приразломных ловушек в
платформенном Оренбуржье Текст / А. Г. Соколов. – Оренбург: ИПК ГОУ
ОГУ, 2010.  205 с.
132
82. Соколов, А. Г. Методика геодинамического мониторинга объектов
техногенной сейсмической эмиссии Текст / А. Г. Соколов, М. Ю. Нестеренко, Г. В. Рогоцкий // Нефть, газ, бизнес.  2012.  № 5.  С. 25-28.
83. Сургучев, М. Л. Гидродинамическое, акустическое, тепловое циклическое воздействие на нефтяные пласты Текст / М. Л. Сургучев,
О. Л. Кузнецов, Э. М. Симкин.  М.: Недра, 1975.  184 с.
84. Технологический проект разработки Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения Текст / ООО «ВолгоУралНИПИгаз», ООО «Газпром добыча Оренбург». – Оренбург, 2012.
85. Тюрин, А. М. Углеводородное сырье нетрадиционных источников –
перспектива развития ООО «Газпром добыча Оренбург» Текст / А. М. Тюрин, М. А. Политыкина, В. В. Дроздов // Основные проблемы поиска, освоения и обустройства нефтегазовых месторождений и пути их решения: тез.
четвертой научн.-практ. конф. с междунар. участием. – Оренбург, 2010. 
С. 65.
86. Украинский, Л. Е. Волновые технологии в нефтяной промышленности Текст / Л. Е. Украинский; под ред. Р. Ф. Ганиева.  Уфа: РИТИК «Баштехинформ» АН РБ, 1999.
87. Харкевич, А. А. Спектры и анализ Текст / А. А. Харкевич.  2-е
изд., перераб. и доп. – М. : Изд-во технико-теоретич. лит., 1953 . – 215 с.
88. Хисамутдинов, Н. И. Разработка нефтяных пластов в поздней стадии Текст: в 2 т / Н. И. Хисамутдинов, Р. Х. Гильманова, И. В. Владимиров,
Н. З. Ахметов, Р. Г. Абдулмазитов, Р. Г. Сарваретдинов.  М.: ОАО
«ВНИИОЭНГ», 2004. Т. 1: Геология и разработка залежи в поздней стадии. 
251 с.
89. Хинчин, А. Я. Краткий курс математического анализа Текст /
А. Я. Хинчин.  М.: Гостехиздат, 1955.  255 с.
133
90. Черных, В. А. Научные основы разработки залежей сланцевого газа
[Текст]: учебное пособие / В. А. Черных, В. В. Черных. – М.: РУДН, 2013. –
177 с.
91. Ямалетдинова, А. А. Исследование эффективности воздействия
электромагнитного излучения в видимой части оптического диапазона длин
волн на водонефтяную эмульсию [Текст] / А. А. Ямалетдинова, Д. С. Пыхов,
А. Г. Гумеров, С. С. Гоц, К. Ш. Ямалетдинова // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР.  2013. 
Вып. 2 (92).  С. 25-34.
92. Adolph, B. Saturation Monitoring with the RSt Reservior Saturation
Tool Теxt / B. Adolph, C. Stoller, J. Brady et al. // Oilfield Review 6.  January, 1994.  No. 1.
134
ПРИЛОЖЕНИЯ
135
Приложение 1
136
137
138
139
Приложение 2
140
141