Способ разработки нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу вытеснения нефти водогазовой смесью. Обеспечивает увеличение коэффициента вытеснения нефти за счет повышения доли подвижной нефти и увеличения коэффициента охвата за счет тампонирования высокопроницаемых участков пласта. Сущность изобретения: способ включает закачивание водогазовой смеси в нагнетательную скважину и тампонирующего состава в добывающую скважину для повышения коэффициента нефтеизвлечения и уменьшения опасности преждевременного прорыва газа. Согласно изобретению обработку нагнетательной и добывающей скважин производят одновременно. При этом в нагнетательную скважину водогазовую смесь закачивают совместно при соотношении газ:вода, равным 2:1 и объеме закачивания, равном 1,6 объема нефтенасыщенных пор пласта. В добывающую скважину закачивают тампонирующий состав циклически. В каждом последующем цикле уменьшают объем тампонирующего состава на 20-30%. При этом объем закачивания тампонирующего состава составляет не менее 20% от высокопроницаемых пор пласта. В качестве газового агента используют попутно добываемый или природный газ, или их смесь, а в качестве тампонирующего состава - полимерно-силикатную композицию - ПСК. 2 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке неоднородных по коллекторской характеристике пластов залежей нефти с заводнением, в частности к способу вытеснения нефти водогазовой смесью.

Известен способ разработки залежи (патент РФ №2123586, МПК8 Е21В 43/22, 20.12.1998 г., БИ №35) с заводнением водогазовым раствором путем закачивания через нагнетательные скважины водогазового раствора и поверхностно-активного вещества.

Недостатком способа разработки залежи нефти с закачиванием водогазовой смеси является то обстоятельство, что они направлены на определение соотношения газ:вода в водогазовой смеси для получения наибольшего прироста коэффициента нефтеотдачи, но не указан необходимый суммарный объем закачивания водогазовой смеси в пласты в долях объема пор и в долях геологических запасов залежей нефти, не установлены предельные газовые факторы, при которых скважины отключаются из эксплуатации.

Известен способ водогазового воздействия на пласт посредством закачки воды и газа в нагнетательные скважины (Гусев С.В. Методы регулирования водогазового воздействия на пласт на примере опытного участка Самотлорского месторождения, - Нефтяное хозяйство, 1990, 3, с.35-39)

Этот способ не обеспечивает высокого охвата нефтяного месторождения воздействием, что связано с расслоением водогазовой смеси в пласте и последующим прорывом газа к добывающим скважинам.

Наиболее близким к предполагаемому является способ разработки нефтяной залежи (патент РФ №2297523, МПК8 Е21В 43/16, 11.07.2005 г. от 2007 г., бюл №11).

Способ разработки нефтяной залежи, включает последовательную закачку газа и оторочек водогазовой смеси в циклическом режиме через две нагнетательные скважины в два этапа. На первом этапе осуществляют одновременную закачку газа в обе нагнетательные скважины до начала устойчивого повышения газового фактора хотя бы в одной из добывающих скважин фонда, критерием чего считают увеличение текущего значения газового фактора этой скважины на величину разницы между максимальным и минимальным газовыми факторами скважин фонда на момент начала воздействия. На втором этапе осуществляют циклическую попеременную закачку оторочек водогазовой смеси, причем каждый цикл начинают с закачки оторочки, состоящей из воды с поверхностно-активным веществом и газа, с газосодержанием в 2-3 раза выше газосодержания смеси базового состава, в нагнетательную скважину с большей приемистостью, и оторочки, состоящей из воды и газа, с базовым газосодержанием около 25% в термобарических условиях рассматриваемой залежи, в нагнетательную скважину с меньшей приемистостью, объемами равными 1-2% от объема пор пласта в области воздействия каждой из скважин, после чего в нагнетательные скважины закачивают оторочки воды, объемами, равными 5% от объема пор пласта в области воздействия скважин, причем нагнетательную скважину для закачки оторочки смеси с большим газосодержанием и нагнетательную скважину для закачки оторочки смеси с меньшим газосодержанием выбирают на этапе закачки оторочки воды по вышеописанному признаку, а в качестве газовой фазы используют попутный, природный газ или их смесь.

В качестве ПАВ используют НПАВ типа ОП-10 и АФ9-12 с содержанием в закачиваемой водной фазе водогазовой смеси от 0,1 до 5 мас.%.

Недостатком этого способа является низкий охват малопроницаемых зон пласта вытесняющим агентом.

Решаемая, предлагаемым изобретением, задача и ожидаемый технический результат заключается в повышении эффективности разработки нефтяной залежи. Повысится коэффициент нефтеизвлечения за счет вовлечения в активную разработку низкопроницаемой части залежи, застойных и тупиковых зон нефти, снизится обводненность добываемой нефти и уменьшится опасность преждевременного прорыва газа к добывающим скважинам.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем одновременное закачивание оторочек водогазовой смеси при соотношении газ:вода равным 2:1 и объеме закачивания равном 1,6 объема нефтенасыщенных пор пласта в нагнетательную скважину, и тампонирующего состава в добывающую скважину, при этом тампонирующий состав закачивают циклически объемом не менее 20% от высокопроницаемых пор пласта, причем в каждом последующем цикле уменьшают объем тампонирующего состава на 20-30%. В качестве газового агента используют попутно-добываемый или природный газ, или их смесь, а в качестве тампонирующего состава полимер-силикатную композицию (ПСК) по ТУ 2458-001-89193842-2008. ПСК представляет собой смесь биополимеров ксантанового типа, силикатов и полезных добавок. Динамическая вязкость композиции в зависимости от состава ПСК составляет 40-227 мПа·с. Показатель активности водородных ионов (рН) колеблется в пределах 11,3-11,5. ПСК относится к малоопасным веществам, 4 класс опасности по ГОСТ 12.1.007.87

Физическая сущность изобретения состоит в сочетании двух процессов, происходящих в пластах.

Первый из них заключается в осуществлении способа закачивания водогазовой смеси с целью повышения охвата вытеснением. Водогазовая смесь или газ будет направляться в сторону добывающих скважин с меньшим газовым фактором. При этом возникают дополнительные градиенты давления между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми коллекторами нефти, которые стимулируют массообмен нефти между ними, т.е. водогазовая смесь или газ будут более активно внедряться в низкопроницаемые коллектора, повышая в зонах их дренажа скорость фильтрации, что приведет к более равномерной выработке запасов нефти из зон с различной проводимостью и дополнительному снижению обводненности добываемой продукции.

Второй процесс связан, также, с повышением коэффициента охвата заводнением и коэффициента охвата вытеснением, за счет обработки добывающих скважин с повышенным газовым фактором, полимерсиликатной композицией, которая позволит заблокировать высокопроницаемые участки и трещины пласта и перенаправить вытесняющий агент (водогазовую смесь, газ и воду) к участкам более низкой проницаемости, предупредит преждевременный прорыв газа.

На следующем этапе переходят на закачивание воды в нагнетательные скважины.

В результате реализации предлагаемого способа будет получен дополнительный эффект, повышение коэффициента вытеснения нефти водогазовой смесью и увеличения коэффициентов охвата заводнением за счет тампонирования высокопроницаемых пропластков модели пласта.

Согласно результатам проведенных лабораторных исследований по испытанию технологии ВГВ в карбонатных коллекторах каширо-подольских отложений, верейского горизонта, турнейского и башкирского ярусов коэффициент вытеснения нефти равен 0,630-0,674; по предлагаемому способу 0,751; по прототипу 0,59.

1. Пример конкретного осуществления способа водогазового воздействия.

На опытном участке Илишевского месторождения осуществляется опытно-промысловые работы по применению водогазового воздействия на продуктивные пласты с целью увеличения нефтеотдачи и утилизации попутно-добываемого газа.

Опытный участок включает одну нагнетательную и три добывающие скважины. Промышленная нефтеносность выявлена в терригенных отложениях бобриковского горизонта нижнего карбона. Глубина залегания 1309 м, нефтенасыщенная толщина - 10,4 м. Приемистость 300 м3/сут. при забойном давлении закачивания 3,3 МПа. Нефть относится к типу тяжелых, смолистых и парафинистых. Обводненность добываемой продукции 98,1%.

Водогазовая смесь готовится эжектором при соотношении газа и воды равным 2:1 в пластовых условиях. Для этого силовым насосом по линии нагнетания воды, подают под давлением воду в рабочее сопло эжектора. При истечении воды через рабочее сопло с высокой скоростью создается разряжение в приемной камере эжектора, куда подсасывается газ по линии подачи газа.

В проточной части эжектора происходят смешивание потока, и образование водогазовой смеси. После эжектора водогазовую смесь дожимают насосом и закачивают ее под давлением в нагнетательную скважину. За период (15 месяцев) закачено 19,3 тыс. м3 водогазовой смеси в пластовых условиях.

По реакции добывающих скважин на водогазовое воздействие за данный период отмечается увеличение дебитов нефти с 2,58 т/сут. до 3,17 т/сут и снижение обводненности с 98 до 86,8%. Прирост добычи нефти от внедрения составил 1,513 тыс.т.

2. Пример конкретного осуществления предлагаемого способа комплексного воздействия на водонефтенасыщенный пласт.

Опытный участок состоит из одной нагнетательной и трех добывающих скважины. Глубина залегания 1312 м. терригенный пласт бобриковского горизонта нижнего карбона. Нефтенасыщенная толщина 9,8 м. Приемистость 289 м3/сут. при забойном давлении закачивания 3,1 МПа.

Нефть тяжелая, смолистая, парафинистая. Обводненность добываемой продукции 98,7%. Водогазовую смесь готовят эжектором и закачивают под давлением в нагнетательную скважину. За период (15,3 месяца) закачено 19,5 тыс. м3 водогазовой смеси в пластовых условиях при соотношении газ : вода равным 2:1. В качестве газового агента используют попутно-добываемый или природный газ, или их смесь.

Одновременно в этот же период добывающие скважины были обработаны тампонирующим составом ПСК - смесью биополимеров ксантанового типа, силикатов и полезных добавок, тремя циклами. Общий объем закачиваемого тампонирующего состава за период внедрения составил 6,0 тыс. м3, что составляет 20,1% от высокопроницаемых пор пласта. В первом цикле закачено 3,0 тыс. м3, во втором - 1,2 тыс. м3, в третьем - 1,8 тыс. м3. Таким образом достигается изменение направления фильтрационных потоков водогазовой смеси в наименее проницаемые и наиболее промытые интервалы пласта, что способствует уменьшению опасности преждевременного прорыва газа к добывающим скважинам, а также подключении в разработку новых низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта.

В результате комплексного воздействия по предлагаемому способу по реагирующим скважинам очага отмечается прирост добычи нефти при снижении обводненности добываемой продукции. В среднем по трем добывающим скважинам за время внедрения (15 месяцев) отмечается увеличение дебита нефти с 1,8 т/сут до 3,8 т/сут и снижение обводненности составило 23%, т.е. с 98,7% до 76%. Прирост добычи нефти от комплексного внедрения составил 4,91 т.т.

Для контроля за процессом внедрения предлагаемого способа и технологии водогазового воздействия на опытных участках проводился комплекс исследований. Результаты исследований поглощающих интервалов пласта методом РГД показывают, что при водогазовом воздействии произошло увеличение работающий толщины пласта с 5,2 до 7,4 м. коэффициент охвата увеличился с 0,52 до 0,71. При комплексном воздействии из всей перфорированной толщины пласта, составляющей 9,8 м, принимала только 3,7 м. Последующие исследования РГД по данной скважине показали увеличение работающей толщины пласта с 3,7 м до 7,9 м. Коэффициент охвата увеличился с 0,37 до 0,81.

На основании полученных результатов по скважинам воздействия опытных участков можно сделать следующие выводы:

- получены положительные показатели эксплуатации скважин (увеличение дебитов нефти, снижение обводненности);

- по нагнетательным скважинам отмечается увеличение работающей толщины пласта и изменение коэффициента охвата пласта воздействием.

Таким образом, для достижения высоких коэффициентов извлечения нефти (КИН) из пластов с трудноизвлекаемыми запасами нефти (низкопроницаемые коллектора с нефтью высокой вязкости) применение предлагаемого способа обеспечит увеличение коэффициента вытеснения за счет повышения доли подвижной нефти и увеличение коэффициента охвата за счет эффективного применения тампонирования высокопроницаемых участков пласта.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачивание водогазовой смеси в нагнетательную скважину и тампонирующего состава в добывающую скважину с целью повышения коэффициента нефтеизвлечения и уменьшения опасности преждевременного прорыва газа, отличающийся тем, что обработку нагнетательной и добывающей скважины производят одновременно, причем в нагнетательную скважину водогазовую смесь закачивают совместно при соотношении газ:вода, равном 2:1 и объеме закачивания, равном 1,6 объема нефтенасыщенных пор пласта, а в добывающую скважину закачивают тампонирующий состав циклически, в каждом последующем цикле уменьшают объем тампонирующего состава на 20-30%, при этом объем закачивания тампонирующего состава составляет не менее 20% от высокопроницаемых пор пласта, в качестве газового агента используют попутно-добываемый или природный газ, или их смесь, а в качестве тампонирующего состава - полимерно-силикатную композицию - ПСК.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к системам и способам добычи нефти и/или газа с использованием смешивающегося их вытеснения из пласта. Обеспечивает повышение эффективности изобретений за счет существенной экономии энергии.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования разработки нефтяной залежи на завершающей стадии с использованием форсированного режима.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования разработки нефтяной залежи на последней стадии с использованием форсированного режима, и может быть использовано для увеличения отбора жидкости и добычи нефти.

Группа изобретений относится к системе и способу добычи нефти и/или газа. Обеспечивает повышение эффективности способа и надежности системы за счет использования смешивающегося вытеснения продукции из пласта.

Группа изобретений относится к системам и способам для добычи нефти и/или газа. Обеспечивает повышение эффективности способа и надежности устройства за счет использования растворителя.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. .
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и, в частности, к взрывным работам в скважине для интенсификации притоков флюида продуктивного пласта в скважину и, в частности к локализации выделенной энергии в призабойной зоне скважины.

Изобретение относится к способам осуществления операций на нефтяном месторождении, связанном с геологическими пластами, в которых имеются пласты-коллекторы. .

Изобретение относится к области биотехнологии и может быть использовано для повышения биогенного продуцирования метана. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. .

Изобретение относится к методу добычи метана, накапливаемого в виде газовых гидратов, с одновременным накоплением углекислого газа в геологическом подстилающем грунте. Обеспечивает создание метода извлечения метана из газовых гидратов при темпах добычи, превышающих ранее возможные, при одновременном накоплении углекислого газа в геологических формациях. Сущность изобретения: способ включает следующие этапы: подают углекислый газ в залежи гидратов метана; обеспечивают действие углекислого газа на гидрат метана при выделении метана и накоплении углекислого газа в виде гидратов углекислого газа; удаляют выделяемый метан. При этом углекислый газ подают в виде углекислого газа в сверхкритическом состоянии, находящегося под давлением более 7,4 МПа и хранимого при температуре более 31,48°С. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способам разработки нефтяной залежи с применением газа и/или водогазовой смеси. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет снижения финансовых и материальных затрат, увеличения охвата нефтяной залежи и извлечения нефти. Сущность изобретения: способ включает бурение вертикальных и горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин в нефтяной залежи, закачку рабочего агента в нагнетательные и отбор нефти из добывающих скважин. Бурят дополнительную горизонтальную скважину с прохождением ее горизонтального ствола в непроницаемом пропластке между залежами нефти и газа. Затем из ее горизонтального ствола бурят разветвления, направленные вверх с выходом в нефтяную залежь и вниз с выходом в газовую залежь. Производят гидравлический разрыв в горизонтальном стволе дополнительной горизонтальной скважины в интервале непроницаемого участка с образованием трещин гидравлического разрыва, связывающих нефтяную и газовую залежи между собой. В процессе разработки залежи нефти в добывающих скважинах нефтяной залежи производят форсированный отбор продукции. При прорыве газа в стволы добывающих скважин производят периодическую закачку вязкой жидкости в дополнительную горизонтальную скважину до прекращения поступления газа в стволы этих добывающих скважин. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для утилизации попутного нефтяного газа путем его закачки в нефтяной пласт вместе с водой системы поддержания пластового давления. Обеспечивает повышение эффективности нагнетания газожидкостной смеси. Сущность изобретения: установка включает центробежный насос для перекачки рабочей жидкости без газа, приемные линии для газа и жидкости, две емкости со всасывающими и нагнетательными клапанами, расположенными в верхней части, линиями отбора и нагнетания жидкости, расположенными в нижних частях и сообщенными с выкидом и приемом насоса через симметрично расположенные высоконапорные и низконапорные краны. Согласно изобретению на входной линии для воды параллельно основному центробежному насосу размещен дополнительный насос, напорная сторона которого сообщена с рабочим соплом жидкостно-газового эжектора, приемная камера которого соединена с газовой линией, а выкид - с верхними частями емкостей. На линии входа жидкости в эжектор последовательно расположены регулирующий клапан и дроссель. Запорный орган регулирующего клапана гидравлически сообщен с выкидом эжектора и входом в дроссель. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способам разработки нефтяной залежи с применением газа и/или водогазовой смеси. Обеспечивает повышение коэффициента извлечения нефти. Сущность изобретения: способ включает буренке вертикальных и горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин в нефтяной залежи, закачку рабочего агента в нагнетательные и отбор продукции из добывающих скважин. Производят бурение дополнительной горизонтальной скважины в газовой залежи, затем из нее бурят разветвления, направленные вверх через непроницаемый пропласток с выходом разветвлений в нефтяную залежь. С устья производят закачку воды в дополнительную горизонтальную скважину с образованием водогазовой смеси в этой скважине. При прорыве газа в стволы добывающих скважин сокращают отбор продукции из этих скважин на 40-50% до восстановления забойного давления в них. После этого возобновляют отбор продукции из этих скважин в прежнем объеме. 1 ил.

Группа изобретений относится к способам и системам добычи и переработки углеводородов из множества подземных коллекторов и, конкретно, к добыче природного газа из обычных коллекторов и коллекторов, содержащих гидраты природного газа. Обеспечивает повышение эффективности добычи. Сущность изобретений: способ добычи углеводородов из множества коллекторов, содержащих углеводороды, включает: добычу первой смеси воды и углеводородов, включающих в себя, по меньшей мере, нефть и/или природный газ, по меньшей мере, из одного обычного коллектора углеводородов и транспортировку первой смеси на пункт сбора, включающий в себя сепаратор воды для переработки первой смеси воды и углеводородов; одновременную добычу второй смеси воды и природного газа, по меньшей мере, из одного коллектора гидратов природного газа и транспортировку второй смеси на пункт сбора для переработки второй смеси воды и природного газа; и переработку первой и второй смеси с использованием пункта сбора, по меньшей мере, для частичного сепаририрования воды и углеводородов из первой и второй смеси. 3 н. и 14 з.п. ф-лы, 12 ил.

Группа изобретений относится к добыче углеводородов из подземных пластов гидратов, содержащих углеводороды. Обеспечивает повышение эффективности изобретений за счет предотвращения снижения объема добычи углеводородов. Сущность изобретений: способ добычи углеводородов из пласта гидрата, содержащего углеводороды, содержит следующие стадии: обеспечение добывающей скважины, сообщенной с добывающим оборудованием и пластом гидрата, содержащим углеводороды и сообщенным со свободным пространством над пластом гидрата и содержащим диссоциированные углеводороды и воду; и б) пропускание продувочного газа через свободное пространство для удаления диссоциировавших углеводородов и воды из пласта гидрата и транспортировки диссоциировавших углеводородов и воды к добывающей скважине. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к методам-способам повышения дебитов добывающих скважин на нефтяных месторождениях. Технический результат направлен на повышение эффективности очистки нефтяной скважины за счет автоматического комплексного репрессионно-депрессионного воздействия на обрабатываемый пласт при обратной промывке скважины. Способ очистки нефтегазовой скважины в зоне продуктивного пласта, включающий размещение гидроимпульсного устройства на колонне труб в зоне продуктивного пласта, с образованием межтрубного пространства. Нагнетание промывочной жидкости при прямой и обратной промывках скважины с круговой циркуляцией промывочной жидкости через насосный агрегат. Гидроимпульсное воздействие и закачка активной жидкости в пласт преобразованием нисходящего потока в полости труб в восходящий пульсирующий поток в межтрубном пространстве. Удаление кольматанта из пласта многократным автоматическим чередованием гидроударного и мгновенного депрессионного воздействия на зону продуктивного пласта. Устройство для очистки нефтегазовой скважины содержит полый корпус с кольцевым выступом и конической поверхностью. Поперечину с осевым каналом, скрепленную с втулкой и взаимодействующую с кольцевым выступом корпуса. Втулку и тарельчатый клапан с осевым каналом, подпружиненные одной пружиной. Толкатель с верхним выступом. Гайку, размещенную на цилиндрической поверхности большого диаметра толкателя с возможностью фиксированного перемещения. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной отрасли, к области освоения скважин после окончания бурения при вводе в эксплуатацию. Обеспечивает повышение эффективности применяемых компоновок с устройствами - гидроструйными насосами при освоении скважин с низкопроницаемыми продуктивными пластами при добыче вязкой нефти. Сущность изобретения: компоновка включает хвостовик, пакер, обратный клапан, гидроструйный насос. Согласно изобретению в компоновку включены дополнительно второй гидроструйный насос и генератор импульсов давления, последний из которых установлен в промежутке между гидроструйными насосами и имеет возможность работы под воздействием потока нагнетаемой рабочей жидкости по колонне насосно-компрессорных труб. При этом генератор импульсов давления имеет ступени турбин - статоры с окнами и роторы с заслонками, имеющими возможность периодического перекрытия окон в статорах, которые зафиксированы от поворота друг относительно друга, как и роторы, для резкого изменения скорости потоков через гидроструйные насосы. 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с применением разветвленных горизонтальных скважин. Сущность изобретения: осуществляют бурение вертикальных нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины. Добывающие скважины строят в виде разветвленных горизонтальных скважин, которые бурят выше уровня водонефтяного контакта - ВНК, а вертикальные - на расстоянии не менее 50 м от забоев разветвленных горизонтальных скважин, производят вторичное вскрытие залежи вертикальных скважин выше и ниже соответствующего забоя горизонтальной скважины, спускают в каждую нагнетательную скважину колонну труб с установкой пакера между вскрытиями, закачивают вытесняющий агент через верхнее вскрытие по межтрубному пространству, а через нижнее вскрытие - по колонне труб. Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу пласта, темп отбора нефти, увеличить охват пласта воздействием, максимально вовлечь в разработку остаточные запасы нефти. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - работоспособность в залежи с наклонным водонефтяным контактом, снижение процента обводненности добываемой продукции из пласта, исключение прорыва теплоносителя в добывающую скважину с одновременным снижением затрат на исключении строительства дополнительной нагнетательной скважины. В способе разработки залежи высоковязкой нефти, включающем бурение вертикальных нагнетательных скважин и наклонно-горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, определяют уровень водонефтяного контакта ВНК, добывающую наклонно-горизонтальную от устья к забою скважину бурят с расположением как минимум на 2-3 м выше уровня ВНК, вертикальную нагнетательную скважину бурят с расположением забоя над забоем добывающей скважины выше на 5-8 м. Перфорируют добывающую скважину по всей длине наклонного участка, нагнетательную вертикальную скважину перфорируют в зоне пласта в направлении устья добывающей скважины. Поэтапно по мере прорыва рабочего агента или обводнения продукции выше 95% забой добывающей наклонно-горизонтальной скважины отсекают выше зоны прорыва или обводнения, а зону вскрытия нагнетательной скважины отсекают снизу на 1/3-1/2 часть всей ее длины. При выработке всей вырабатываемой зоны устье добывающей наклонно-горизонтальной скважины переводят под нагнетание рабочего агента. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу вытеснения нефти водогазовой смесью. Обеспечивает увеличение коэффициента вытеснения нефти за счет повышения доли подвижной нефти и увеличения коэффициента охвата за счет тампонирования высокопроницаемых участков пласта. Сущность изобретения: способ включает закачивание водогазовой смеси в нагнетательную скважину и тампонирующего состава в добывающую скважину для повышения коэффициента нефтеизвлечения и уменьшения опасности преждевременного прорыва газа. Согласно изобретению обработку нагнетательной и добывающей скважин производят одновременно. При этом в нагнетательную скважину водогазовую смесь закачивают совместно при соотношении газ:вода, равным 2:1 и объеме закачивания, равном 1,6 объема нефтенасыщенных пор пласта. В добывающую скважину закачивают тампонирующий состав циклически. В каждом последующем цикле уменьшают объем тампонирующего состава на 20-30. При этом объем закачивания тампонирующего состава составляет не менее 20 от высокопроницаемых пор пласта. В качестве газового агента используют попутно добываемый или природный газ, или их смесь, а в качестве тампонирующего состава - полимерно-силикатную композицию - ПСК. 2 пр.

Наверх