Способ разработки залежи нефти, расположенной над газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком


 


Владельцы патента RU 2502861:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

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.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способам разработки нефтяной залежи с применением газа и/или водогазовой смеси (ВГС).

Известен способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2391495, МПК 8 E21B 43/20, опубл. в бюл. №16 от 10.06.2010 г.), включающий эжектирование газа водой и нагнетание в циклическом режиме для повышения нефтеотдачи в нефтяной пласт по колонне лифтовых труб водогазовой смеси, образуемой в результате смешения газа с водой, подаваемой под давлением в смесительное устройство, в качестве которого применяют устанавливаемый на устье нагнетательной скважины жидкостно-газовый диспергатор, при этом в жидкостно-газовый диспергатор подают под давлением газ, отбираемый либо из газовых скважин, либо из вскрытого этой же нагнетательной скважиной газового интервала, изолированного от интервала закачки и сообщенного через полость кольцевого пространства за колонной лифтовых труб и запорно-регулирующие устройства с жидкостно-газовым диспергатором, причем закачку водогазовой смеси ведут периодически чередуя в каждом цикле с закачкой либо только газа, либо с последовательной закачкой воды и газа или газа и воды, поддерживая давление на забое нагнетательной скважины в интервале закачки с соблюдением условия:

Pг<Pс<Pв,

где Pc - забойное давление при закачке в пласт водогазовой смеси;

Pг и Pв - забойное давление соответственно при закачке только газа или только воды, причем величины Pг, Pс и Pв в каждом цикле изменяют в пределах от заданных минимальных до заданных максимальных значений, при этом в периоды одновременной подачи в жидкостно-газовый диспергатор воды и газа расход воды поддерживают постоянным, а расход газа изменяют в заданных пределах, либо расход газа поддерживают постоянным, а расход воды изменяют в заданных пределах.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, сложность осуществления, так как необходимо отбирать газ на устье скважины из газовой интервала этой же скважины, готовить на устье нагнетательной скважины водогазовую смесь с помощью жидкостно-газового диспергатора, при этом в нагнетательной скважине необходимо изолировать (пакером) интервал отбора газа и закачки водогазовой смеси пакера;

- во-вторых, необходим постоянный контроль в процессе закачки водогазовой смеси в нагнетательную скважину, так как в периоды одновременной подачи в жидкостно-газовый диспергатор воды и газа расход воды поддерживают постоянным, а расход газа изменяют в заданных пределах, либо расход газа поддерживают постоянным, а расход воды изменяют в заданных пределах;

- в-третьих, скважины выполнены вертикальными, поэтому его применении не обеспечивается максимальный коэффициент охвата по площади нефтяной залежи.

Известен способ разработки нефтяных месторождений с газовой шапкой (варианты) (патент RU №2312983, МПК 8 E21B 43/24, опубл. в бюл. №35 от 20.12.2007 г.).

По первому варианту: Способ разработки нефтяных месторождений с газовой шапкой включает разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами и закачку в область газонефтяного контакта и область нефтяной оторочки через нагнетательные скважины рабочего агента - горячей воды, причем при низком коэффициенте песчанистости и большой расчлененности пласта закачку горячей воды осуществляют с температурой выше начальной пластовой температуры и ниже температуры ее кипения при давлении на устье нагнетательной скважины, скважины используют горизонтальные, в которых верхние части вскрывают газовую шапку, а нижние части вскрывают все нефтенасыщенные пропластки, располагая нагнетательные скважины над добывающими при наличии непроницаемой перемычки между газовой шапкой и нефтяной оторочкой, а при отсутствии указанной перемычки - между добывающими.

По второму варианту: Способ разработки нефтяных месторождений с газовой шапкой включает разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами и закачку в область газонефтяного контакта рабочего агента - водогазовой смеси ВГС, причем при высоком коэффициенте песчанистости и низкой расчлененности пласта закачку ВГС осуществляют с температурой выше начальной пластовой температуры и ниже температуры кипения при давлении на устье нагнетательной скважины, используют ВГС, полученную диспергированием горячей воды с газом до образования мелкодисперсной ВГС с плотностью, меньшей плотности нефти в пластовых условиях, скважины используют горизонтальные, в которых верхние части вскрывают газовую шапку, а нижние части вскрывают все нефтенасыщенные пропластки, располагая нагнетательные скважины над добывающими при наличии непроницаемой перемычки между газовой шапкой и нефтяной оторочкой, а при отсутствии указанной перемычки - между добывающими.

Недостатками данного способа являются:

во-первых, высокие затраты для осуществления способа, обусловленные тем, что производят бурение нескольких горизонтальных скважин, которыми вскрывают как газовую залежь (газовую шапку), так и нефтяную залежь (нефтенасыщенные пропластки), что требует привлечения значительных материальных и финансовых затрат.

во-вторых, высокие энергозатраты на подготовку рабочего агента закачиваемого в горизонтальные нагнетательные скважины, в качестве которого используется горячая вода или водогазовая смесь (ВГС), полученная диспергированием горячей воды с газом на устье скважины до образования мелкодисперсной ВГС с плотностью, меньшей плотности нефти в пластовых условиях, а также необходимость привлечения дополнительного оборудования: водогрейных котлов, диспергаторов;

в-третьих, низкая эффективность применения способа при наличии непроницаемой перемычки между нефтяной и газовой залежами, горизонтальные нагнетательные скважины располагают над добывающими, при этом ускоряется обводнение и снижается пластовое давление в нефтяной залежи и как следствие уменьшается коэффициент извлечения нефти (КИН);

- в-четвертых, необходим постоянный контроль в процессе закачки водогазовой смеси в горизонтальные нагнетательные скважины, так как закачку ВГС осуществляют с температурой выше начальной пластовой температуры и ниже температуры кипения при давлении на устье нагнетательной скважины.

Технической задачей изобретения является снижение финансовых и материальных затрат за счет исключения бурения нескольких горизонтальных скважин путем разбуривания разветвлений из нагнетательной горизонтальной скважины, а также снижение энергозатрат и исключение привлечения дополнительного оборудования на подготовку ВГС за счет использования газа, находящегося в залежи и в сочетании с периодической закачкой воды, которая образует водогазовую смесь непосредственно в нефтяной залежи и повышение эффективности за счет увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН), что достигается увеличением пластового давления в нефтяной залежи путем закачки рабочего агента снизу вверх к забоям добывающих скважин, а в качестве рабочего агента используют газ газовой залежи и воду, закачиваемую с устья в нагнетательную разветвленно-горизонтальную скважину с последующим образованием ВГС в залежи, что не требует постоянного контроля на устье скважины за температурой ВГС.

Поставленная задача решается способом разработки залежи нефти, расположенной над газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком, включающим бурение вертикальных и горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин в нефтяной залежи, закачку рабочего агента в нагнетательные и отбор продукции из добывающих скважин.

Новым является то, что бурят дополнительную горизонтальную скважину в газовой залежи, затем из нее бурят разветвления, направленные вверх через непроницаемый пропласток с выходом разветвлений в нефтяную залежь и с возможностью сообщения нефтяной и газовой залежей между собой, в процессе разработки нефтяной залежи 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 чего возобновляют отбор продукции из них в прежнем объеме.

На чертеже изображен предлагаемый способ разработки залежи нефти, расположенной над газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком.

Способ разработки залежи нефти 1, расположенной над газовой залежью 2 и отделенной от нее непроницаемым пропластком 3 включает бурение вертикальных и горизонтальных добывающих скважин, а также вертикальных и горизонтальных нагнетательных скважин в нефтяной залежи 1.

Например, вертикальных 4; 4'; … 4n и горизонтальных 5 добывающих скважин и вертикальных 6; 6'; … 6n и горизонтальных 7 нагнетательных скважин в нефтяной залежи 1.

Производят закачку рабочего агента, например, сточной воды в вертикальные 6; 6'; … 6n и горизонтальную 7 нагнетательные скважины, а отбор продукции осуществляют из вертикальных 4; 4'; … 4n и горизонтальных 5 добывающих скважин

По мере выработки запасов нефти из нефтяной залежи 1 она истощается, в ней снижается пластовое давление, и последующая разработка данной нефтяной залежи 1 становится экономически неэффективной.

С целью извлечения остаточных запасов нефти из нефтяной залежи 1 бурят дополнительную горизонтальную скважину 8 в газовой залежи 2, затем из нее бурят разветвления 8'; 8''; … 8n, направленные вверх через непроницаемый пропласток 3 с выходом разветвлений в нефтяную залежь 1.

Запускают нефтяную залежь 1 в разработку. В качестве рабочего агента по вытеснению остаточных запасов нефти из нефтяной залежи 1 используют газ газовой залежи 2 и воду, закачиваемую с устья в нагнетательную горизонтальную скважину 8, с разветвлениями 8'; 8''; … 8n с последующим образованием водогазовой смеси (ВГС) в дополнительной горизонтальной скважине 8, что не требует постоянного контроля на устье скважины за температурой закачиваемой в залежь ВГС.

Газ, находящийся в газовой залежи 2 через разветвления 8'; 8''; … 8n, пробуренные из дополнительной горизонтальной скважины 8, связывающие газовую залежь 2 с нефтяной залежью 2 поступает на нефтяную залежь 1, где вытесняет нефти из пор и растворяется в нефти, что приводит к снижению вязкости нефти в нефтяной залежи 1.

Производят периодическую закачку воды с устья дополнительной горизонтальной скважины 8. Воду закачивают с устья в дополнительную горизонтальную скважину 8, например, по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) (на фиг. не показано), спущенных в дополнительную горизонтальную скважину 8.

Для осуществления предложенного способа, например, используется попутно добываемая вода из этой же нефтяной залежи 1, например сточная плотностью ρ=1120 кг/м3, которая обладает лучшими вытесняющими способностями, чем пресная вода.

Использование технологии водогазового воздействия ВГС позволяет совместить основное преимущество применения воды, заключающееся в близости вязкостных характеристик воды и нефти и достигаемый за счет этого значительный коэффициент охвата вытеснением, и главное преимущество закачки газа, которое состоит в высоких отмывающих способностях последнего, за счет чего достигается высокий коэффициент вытеснения.

При закачке в пласт газа происходит растворение его в нефти и, как следствие, уменьшение ее вязкости и плотности, а также увеличение газосодержания и объемного коэффициента. Опытным путем установлено, что уменьшение вязкости нефти при осуществлении данного способа достигает 2,5-3 раз. Также опытным путем было установлено, что максимальный прирост коэффициента вытеснения нефти наблюдался при соотношении газ/вода в водогазовой смеси от 1:2,3 до 1:1,5.

Регулированием объема (увеличением или уменьшением) подачи воды с устья в нагнетательную горизонтальную скважину достигают вышеуказанного соотношения газ/вода в ВГС поступающей в нефтяную залежь 1, исходя из максимального прироста коэффициента вытеснения нефти (определяют по увеличению отбора объема нефти из вертикальных 4; 4'; … 4n и горизонтальной 5 добывающих скважин.

Кроме того, в процессе осуществления предложенного способа увеличивается пластовое давление (Pпл) в нефтяной залежи 1, что приводит к увеличению коэффициента вытеснения, поэтому нефть из пород коллекторов, находящихся в подошве 11 нефтяной залежи 1 поднимается вверх и вытесняется и через интервалы перфорации добывающих вертикальной 4; 4'; … 4n и горизонтальной 5 скважин. Откуда продукция насосами отбирается на поверхность.

По мере выработки остаточных запасов нефти из нефтяной залежи 1 из пород коллекторов возможны прорывы газа в отдельные вертикальные 4; 4'; … 4n и горизонтальную 5 добывающие скважины. Прорывы газа в вертикальные 4; 4'; … 4n и горизонтальную 5 добывающие скважины происходят по наиболее проницаемым прослоям после вытеснения из них жидкости (нефти и воды). Для их выявления следят за величиной газового фактора в вертикальных 4; 4'; … 4n и горизонтальной 5 добывающих скважинах и за химическим составом отбираемого газа.

Поэтому периодически путем отбора проб продукции отбираемой из добывающих вертикальных 4; 4'; … 4n и горизонтальной 5 скважин определяют величину газового фактора, а также химический состав газа, и при выявлении прорыва газа в добывающие скважины, например в вертикальную добывающую скважину 4', отбор продукции из этой скважины сокращают на 40-50%. В результате чего возрастает забойное давление в вертикальной добывающей скважине 4' и поступление газа через интервал перфорации в ствол этой вертикальной добывающей скважины 4' снижается или полностью прекращается. После чего возобновляют объем отбор продукции из добывающей скважины 4 до прежнего значения.

Например, отбор продукции из вертикальной добывающей скважины 4' составляет Qп=11 м3/сут, при этом забойное давление (P3) снижает с 12 МПа до 7 МПа. При появлении в отбираемой продукции газа, попавшего в ствол вертикальной добывающей скважины 4' из газовой залежи 2, определяемого по химическому анализу, сокращают объемы отбора продукции на 40-50%, т.е. уменьшают на (11·(40-50%)/100%)=4,4-5,5 м3/сут., до величины Qк=11 м3/сут - (4,4-5,5 м3/сут)=6,6-5,5 м3/сут, примем Qк=6 м3/сут. Таким образом, после снижения объема отбора продукции до Qк=6 м3/сут восстанавливается забойное давление в вертикальной добывающей скважины 4', например до 11,5 МПа. После чего отбор из вертикальной добывающей скважины 4' восстанавливают в полном объеме (до прежней величины) Qп=11 м3/сут.

Предложенный способ позволяет снизить финансовые и материальные затраты за счет исключения бурения нескольких горизонтальных скважин, а путем разбуривания разветвлений из дополнительной горизонтальной скважины, а также позволяет снизить энергозатраты и исключить привлечение дополнительного оборудования на подготовку ВГС за счет использования газа, находящегося в залежи и в сочетании с периодической закачкой воды, которая образует водогазовую смесь непосредственно в нефтяной залежи и повысить эффективность осуществления способа за счет увеличения коэффициента извлечения нефти (КИП), что достигается увеличением пластового давления в нефтяной залежи путем закачки рабочего агента снизу вверх к забоям добывающих скважин, а в качестве рабочего агента используют газ газовой залежи и воду, закачиваемую с устья в дополнительную разветвление-горизонтальную скважину с последующим образованием ВГС в залежи, что не требует постоянного контроля на устье скважины за температурой ВГС.

Способ разработки залежи нефти, расположенной над газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком, включающий бурение вертикальных и горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин в нефтяной залежи, закачку рабочего агента в нагнетательные и отбор продукции из добывающих скважин, отличающийся тем, что бурят дополнительную горизонтальную скважину в газовой залежи, затем из нее бурят разветвления, направленные вверх через непроницаемый пропласток с выходом разветвлений в нефтяную залежь и с возможностью сообщения нефтяной и газовой залежей между собой, в процессе разработки нефтяной залежи 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 чего возобновляют отбор продукции из них в прежнем объеме.



 

Похожие патенты:

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.

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.

Изобретение относится к методу добычи метана, накапливаемого в виде газовых гидратов, с одновременным накоплением углекислого газа в геологическом подстилающем грунте.
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.

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. .

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 нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с различным типом коллектора. Обеспечивает повышение нефтеотдачи и эффективности процесса вытеснения нефти. Сущность изобретения: по способу осуществляют бурение вертикальных нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины. При этом горизонтальную скважину бурят выше уровня водонефтяного контакта - ВНК, а вертикальную - на расстоянии не менее 50 м от забоя горизонтальной скважины. Производят вторичное вскрытие залежи в вертикальной скважине выше и ниже горизонтальной скважины. Вторичное вскрытие в вертикальной скважине выше горизонтального ствола производят с большей плотностью вскрываемых отверстий, чем вскрытие ниже горизонтального ствола для создания более равномерного фронта заводнения. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами с применением гидравлического разрыва пласта. Обеспечивает повышение эффективности разработки нефтяных месторождений в пластах с различной толщиной. Сущность изобретения: способ включает бурение разведочных скважин с отбором керна и разбуривание месторождения горизонтальными скважинами. Согласно изобретению бурение разведочных скважин в продуктивном интервале производят с ориентированным отбором керна, по которому определяют азимутальное направление минимальных напряжений в пласте-коллекторе. Определяют толщину пласта-коллектора, разбуривают месторождение горизонтальными скважинами. Бурение горизонтальных участков стволов скважин в пласте-коллекторе ведут при помощи геоуправления траекторией ствола скважины. При этом в пластах-коллекторах с толщинами от 1 до 10 м горизонтальные участки стволов скважин бурят в азимутальном направлении, перпендикулярном направлению минимальных напряжений в пласте. В пластах с толщинами от 10 до 100 м горизонтальные участки стволов скважин бурят в азимутальном направлении, параллельном направлению минимальных напряжений в пластах. В добывающих скважинах осуществляют гидравлический разрыв пласта. В пластах-коллекторах с толщинами от 1 до 10 м проводят гидравлический разрыв с созданием трещины гидравлического разрыва, плоскость которой направлена вдоль горизонтального участка ствола скважины. В пластах-коллекторах с толщинами от 10 до 100 м проводят многократный гидравлический разрыв пласта с созданием трещин гидравлического разрыва, плоскости которых направлены перпендикулярно горизонтальному участку ствола скважины из расчета одна трещина гидравлического разрыва на каждые 100 м горизонтального участка ствола скважины. 4 пр., 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к способам вскрытия зоны пласта, прилегающей к скважине, для интенсификации притока пластового флюида. Техническим результатом изобретения является повышение нефтеотдачи продуктивной залежи и снижение сроков ее разработки. Сущность изобретения: способ разработки продуктивной залежи включает изучение степени зональной неоднородности продуктивной залежи и ее неоднородности по толщине с использованием углерод-кислородного каротажа, осуществление поинтервальной - селективной перфорации продуктивной залежи в скважине в соответствии со степенью неоднородности упомянутой залежи. Для этого создают поинтервальную фильтрационную модель околоскважинного пространства, учитывающую его поинтервальные поля пористости, нефтенасыщенности, проницаемости, анизотропии пород, и объединенную фильтрационную модель совместной фильтрации флюидов к скважине по всей толщине продуктивной залежи. Определяют коэффициент связи каждого конкретного интервала скважины с продуктивной залежью в целом. После этого определяют площадь вскрытия каждого интервала продуктивной залежи по ее толщине в соответствии с аналитической зависимостью. Затем осуществляют собственно перфорацию скважины с использованием полученных данных по площади вскрытия каждого интервала продуктивной залежи кумулятивными зарядами, освоение скважины и последующую ее эксплуатацию. 2 табл., 4 ил.

Группа изобретений относится к системам и способам добычи нефти и/или газа с использованием методов повышения нефтеотдачи. Обеспечивает повышение эффективности решений на основе использования технологии смешивающегося вытеснения. Сущность изобретений: система добычи нефти и/или газа из подземного пласта содержит: первую скважину в пласте; механизм для закачивания в первую скважину смешивающейся композиции, повышающей нефтеотдачу; вторую скважину в пласте; механизм для добычи из второй скважины нефти и/или газа; при этом первая скважина и вторая скважина являются внутренней частью системы; множество барьерных скважин снаружи первой скважины и второй скважины и механизм для закачивания в барьерные скважины барьерного агента для вытеснения смешивающейся повышающей нефтеотдачу композиции и/или нефти или газа в пласте ко второй скважине для добычи из указанной второй скважины. 3 н. и 23 з.п. ф-лы, 8 ил.
Наверх