Способ разработки нефтяной залежи на основе системно-адресного воздействия



Способ разработки нефтяной залежи на основе системно-адресного воздействия
Способ разработки нефтяной залежи на основе системно-адресного воздействия
Способ разработки нефтяной залежи на основе системно-адресного воздействия

 


Владельцы патента RU 2513787:

Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (ОАО "ВНИИнефть") (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей на поздней стадии, характеризующихся неоднородными коллекторами различной природы и, в частности, зонально неоднородными коллекторами с пластами различной проницаемости или трещинно-поровыми коллекторами. Обеспечивает увеличение нефтеотдачи пластов и сокращение объемов попутной воды, снижение затрат на осуществление способа, повышение эффективности разработки в целом, а также достижение интенсификации процесса разработки. Сущность изобретения: способ включает циклическое - нестационарное нагнетание агента через нагнетательные скважины, отбор флюидов через добывающие скважины, дополнительное адресное воздействие химреагентами на пласты через всю совокупность нагнетательных и добывающих скважин с выделением характерных участков, различающихся между собой геолого-физическими свойствами, текущим состоянием разработки и степенью выработки запасов. По способу выделяют опытный участок, на котором с использованием кернового материала определяют его среднюю проницаемость и рассчитывают средневзвешенные значения гидропроводности, пьезопроводности пласта в пределах этого участка, осуществляют фильтрационные исследования, нефтевытесняющие, стимулирующие или изолирующие свойства применяемых химреагентов. Длительность нагнетания агента в пределах этого участка определяют по аналитическому выражению с учетом расстояния от фронта нагнетания агента до области отбора флюидов, средней пьезопроводности пласта, его проницаемости, пористости, коэффициентов упругости породы и жидкости. Адресно определяют длительность нагнетания агента на каждом участке и алгоритм дальнейшей разработки выбранных участков на основании лабораторного обоснования и результатов гидродинамического моделирования технологий воздействия для конкретных условий выбранных участков. Затем осуществляют системно-адресное воздействие на каждом участке. 1 пр., 2 табл., 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей на поздней стадии, характеризующихся неоднородными коллекторами различной природы, в частности зонально неоднородными коллекторами, коллекторами, имеющими пласты различной проницаемости, или трещинно-поровыми коллекторами.

Известен способ разработки нефтяной залежи на основе системно-адресного воздействия, включающий циклическое изменение режимов закачки вытесняющего агента, анализ геолого-промысловых данных по работе скважин, адресное регулирование системы разработки в выделенных зонах. Первому циклу в ряды нагнетательных скважин закачивают вытесняющий агент, а из среднего ряда добывающих скважин производят форсированный отбор с объемом на 10-15% выше объема, чем при отборе в других рядах. По результатам анализа геолого-промысловых данных из добывающих скважин, количеству, темпу и обводнению и/или газированию нефти принимают решение о переходе ко второму циклу с изменением зон разработки, перпендикулярным и аналогичным первоначальным зонам, при этом режимы закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин выбирают аналогично первому циклу, по результатам анализа принимают решения о переходе к первому циклу, после чего циклы чередуют [RU 2418155, 10.05.2011].

Недостатком известного способа является отсутствие мероприятий по адресному изменению фильтрационных потоков и выравниванию профиля приемистости, подбору оптимальных технологий воздействия применительно к конкретным геолого-физическим условиям пласта и текущему состоянию разработки.

Известен способ разработки нефтяной залежи на основе системно-адресного воздействия, включающий закачку вытесняющего агента через одну или несколько нагнетательных скважин, извлечение нефти через одну или несколько добывающих скважин, анализ геолого-промысловых данных по работе каждой из скважин с учетом всей истории разработки данной залежи, выделение из истории разработки спонтанных - незапланированных изменений гидродинамического режима работы всех скважин и отклика залежи на эти спонтанные изменения гидродинамического режима изменениями показателей работы добывающих скважин, выделение по отклику залежи зон остаточных запасов нефти, определение величины остаточных запасов нефти по параметрам полученного отклика и адресное регулирование системы разработки в выделенных зонах отклика с учетом полученных результатов отклика. В выделенных зонах осуществляют бурение дополнительных нагнетательных и/или добывающих скважин, причем в выделенных зонах выявляют преимущественные первичные направления фильтрационных потоков вытесняющего агента в залежи, после чего фильтрационным потокам задают новые направления [RU 2209947, 10.08.2003].

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, высокая стоимость его осуществления, обусловленная тем, что в выделенных зонах производят бурение дополнительных нагнетательных и/или добывающих скважин;

- во-вторых, низкая эффективность способа за счет сложности его осуществления;

- в-третьих, отсутствие адресного выравнивания профилей приемистости.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа за счет увеличения нефтеотдачи пластов, сокращения объемов попутной воды, снижения затрат на осуществление способа и обеспечения интенсификации процесса разработки.

Необходимый технический результат достигается тем, что способ разработки нефтяной залежи на основе системно-адресного воздействия на ее пласты включает циклическое - нестационарное нагнетание агента через нагнетательные скважины, отбор флюидов через добывающие скважины, дополнительное адресное воздействие химреагентами на пласты через всю совокупность нагнетательных и добывающих скважин, для чего на объекте разработки выделяют характерные участки, различающиеся между собой геолого-физическими свойствами, текущим состоянием разработки и степенью выработки запасов, выделяют опытный участок, на котором с использованием кернового материала определяют его среднюю проницаемость и рассчитывают средневзвешенные значения гидропроводности, пьезопроводности пласта в пределах этого участка, осуществляют фильтрационные исследования, нефтевытесняющие, стимулирующие или изолирующие свойства применяемых химреагентов, а длительность нагнетания агента (длительность полуцикла нестационарного воздействия) в пределах этого участка определяют по формуле:

Т=L2/2X,

где Т - длительность нагнетания агента, сут;

L - расстояние от фронта нагнетания агента до области отбора флюидов, м;

X - средняя пьезопроводность пласта, м2/с;

X=k/µCm,

где k - средняя проницаемость пласта, мкм2;

µ - средняя вязкость пласта, мПа·сек;

m - средняя пористость пласта, доли ед.;

C - коэффициент упругости породы и жидкости, Па-1,

адресно определяют длительность нагнетания агента на каждом участке и алгоритм дальнейшей разработки выбранных участков на основании лабораторного обоснования и результатов гидродинамического моделирования технологий воздействия для конкретных условий выбранных участков, затем осуществляют системно-адресное воздействие на каждом участке.

Сущность изобретения

В настоящее время в стране более 90% добычи нефти осуществляют на объектах с помощью метода заводнения. За его счет нефтеотдача пласта по сравнению с режимом истощения повысилась в среднем более чем в 2 раза. Однако эффективность такого способа разработки во многом зависит от геологического строения коллектора. При хороших геолого-физических условиях в результате заводнения конечная нефтеотдача не превышает 50-60% от начальных запасов нефти, а при неблагоприятных условиях - 30-40%. Наряду с большим расходом воды на добычу нефти заводнение дает низкие результаты при высокой неоднородности пластов и повышенной вязкости нефти.

В сильно неоднородных пластах нагнетаемая вода прорывается к добывающим скважинам по высокопроницаемым слоям и зонам, оставляя невытесненной нефть в малопроницаемых слоях, участках, зонах и пр. Это приводит к тому, что участки нефтяных залежей за фронтом заводнения представляют собой бессистемное чередование заводненных высокопроницаемых и нефтенасыщенных, менее проницаемых слоев и зон.

В неоднородных пластах малопроницаемые нефтенасыщенные участки и прослои могут оказаться не охваченными заводнением на 20-50% и более. Низкий процент извлечения нефти объясняется, прежде всего, малым охватом пласта заводнением. За счет первоочередной выработки высокопродуктивных высокопроницаемых коллекторов все большее количество остаточных запасов переходит в категорию трудноизвлекаемых. В таких условиях сложившиеся стационарные системы разработки месторождений становятся малоэффективными.

Циклический (нестационарный) метод заводнения основан на периодическом изменении режима воздействия на нефтяные залежи сложного строения, при котором в продуктивных отложениях искусственно создается нестационарное распределение пластового давления и движение пластовых флюидов.

Нестационарное поле давлений в пласте создается за счет периодического изменения объема нагнетаемого вытесняющего агента и добываемой из пласта жидкости (в случае искусственного заводнения коллектора) или при циклическом отборе жидкости (в случае естественного водонапорного режима). Эффективность нестационарного заводнения на поздних стадиях разработки невелика и выражается в 1-3% увеличения коэффициента извлечения нефти - КИН.

Предлагаемое системно-адресное воздействие на пласты и скважины заключается в том, что все мероприятия по применению как технологий обработки прискважинных зон пласта, так и методов повышения нефтеотдачи пластов в целом необходимо осуществлять с использованием специально разработанных композиций химреагентов и технологий под конкретные условия месторождения с учетом имеющихся проблем и текущего состояния разработки. При этом проектирование обработок скважин должно осуществляться с учетом их взаимодействия с окружающими скважинами и единой системой разработки продуктивного пласта в целом.

Подобный подход, осуществляющийся на основе определенных принципов реализации с использованием композиций химреагентов и технологий, разработанных для конкретных условий пласта, позволит повысить эффективность разработки нефтяных месторождений, что особенно актуально для месторождений с трудно извлекаемыми запасами либо находящихся на поздних стадиях разработки.

Принципы реализации адресного воздействия:

1. Постановка и проведение всего комплекса работ на основе детального анализа геолого-физических характеристик конкретного объекта разработки.

2. Выявление приоритетных участков для реализации адресных методов воздействия по результатам анализа текущего состояния разработки пласта, сформированности системы разработки и распределения остаточной нефтенасыщенности.

3. Обоснование метода адресного воздействия с учетом выявленных причин снижения эффективности и возможностей системы разработки.

4. Разработка композиций химреагентов и методов адресного воздействия на основе экспериментальных исследований с использованием естественного кернового материала и пластовых флюидов в условиях, близких к пластовым.

5. Подбор программы и параметров реализации адресного воздействия для опытного участка с учетом конкретных геолого-физических характеристик, технического состояния скважин и окружающей инфраструктуры.

6. Совершенствование и промышленное внедрение наиболее эффективных технологий на основе полученных промысловых результатов их применения в аналочичных геолого-физических условиях.

Алгоритм реализации системно-адресного воздействия на пласты и скважины представлен на фиг.1.

Постановка и проведение всего комплекса работ по применению технологий системно-адресного воздействия на пласты и скважины начинается с всестороннего анализа геолого-физических характеристик конкретного объекта разработки и особенностей текущего состояния разработки. На этом этапе рассматриваются физико-литологические особенности строения продуктивного пласта, его фильтрационно-емкостные характеристики, величины пластового давления и давления насыщения, пластовой температуры и температуры выпадения парафинов, свойства пластовых флюидов и т.п. Далее анализируется текущее состояние разработки, на основе его выявляются основные причины снижения эффективности процесса добычи нефти и намечаются пути решения выявленных проблем.

На следующем этапе проводится выявление приоритетных участков воздействия с учетом неравномерности распределения остаточной нефтенасыщенности, конкретных геолого-физических характеристик отдельных частей залежи, зональной и слоистой неоднородности, текущего состояния разработки и системы размещения скважин. Такими участками могут быть отдельные блоки между рядами нагнетательных скважин или контуром нефтеносности, участки, отделенные от других нейтральными линиями тока, экранами, зонами выклинивания и т.п. Количество скважин на этих участках может быть от 2-3 до 100 и более.

Далее проводится анализ геолого-физических характеристик выбранного участка, имеющихся результатов исследования скважин и пластовых флюидов, потенциальных возможностей работы скважин, гидродинамической связанности, осуществляется построение геологических профилей, проницаемости, начальной и текущей обводненности, выявляются особенности процесса разработки конкретно выбранного участка.

Кроме того, осуществляется оценка пригодности системы разработки и закачки воды для реализации адресного воздействия на пласт, поскольку отсутствие, например, сформированной системы поддержания пластового давления - ППД либо наличие незначительного количества нагнетательных скважин на выбранном участке, делает невозможным реализацию нестационарного заводнения. Таким образом, обоснование метода адресного воздействия с учетом выявленных проблем снижения эффективности и возможностей системы разработки является одним из ключевых этапов.

В качестве технологий воздействия в данном случае рассматриваются варианты реализации обработок скважин, основанные на принципах системной технологии и технологии повышения нефтеотдачи (комплексная технология, включающая нестационарное заводнение с обработками скважин). В принципе может быть использована любая технология повышения нефтеотдачи и эффективности разработки, пригодная для реализации в конкретных условиях выбранного участка.

В случае реализации обработок скважин (системной технологии воздействия на пласт) вначале, на основании выявленных причин снижения производительности скважин, обосновываются требования к композициям химреагентов. С учетом этих требований для конкретных геолого-физических условий выбранного опытного участка на основании комплекса физико-химических и реологических методик разрабатывается оптимальная композиция химреагентов для обработки скважин. Дальнейшие исследования по выявлению изменений фильтрационных характеристик пористых сред проводятся с использованием естественного кернового материала и пластовых флюидов в условиях, близких к пластовым. Фильтрационные исследования выполняются для определения нефтевытесняющих, стимулирующих или изолирующих свойств разработанных композиций химреагентов и являются основой для разработки рекомендаций и инструкций по применению обоснованной композиции (технологии) в реальных промысловых условиях.

По результатам выполненных физико-химических исследований и проведенных фильтрационных экспериментов составляется Инструкция на применение разработанной композиции химреагентов для обработки скважин. В Инструкции приводятся сведения о механизме действия и условиях применения, выборе скважин, рекомендуемых объемах закачки, обозначаются основные виды исследований скважин до и после обработок и т.п. Применительно ко всему выбранному участку составляется адресная Программа работ, в которой на основании принципов системной технологии указывается перечень и последовательность обрабатываемых скважин, приводятся сведения об используемых технологиях обработки и методах определения технологической эффективности.

Далее проводятся системно-адресные обработки скважин на опытном участке, и на основании полученных результатов определяется объем дополнительно полученной нефти, уточняются объемы закачки, последовательность операций, обосновываются оптимальные параметры реализации технологий обработки скважин для дальнейшего расширения работ и промышленного внедрения наиболее оптимальных технологий.

При реализации комплексной технологии (см. фиг.1) перечень работ несколько видоизменяется, но в целом сохраняются аналогичные принципы выбора участка воздействия.

Вначале проводится анализ технологических показателей закачки, компенсации отбора закачкой и текущего состояния разработки, проводится оценка технического состояния и оснащенности КНС и водоводов. Затем определяется оптимальная длительность полуциклов и разрабатывается график мероприятий по пускам и остановкам скважин, обосновываются наиболее оптимальные технологии обработки скважин и намечается время обработок в соответствии с графиком отключения-включения нагнетательных скважин. В результате реализации системно-адресного воздействия определяется технологическая эффективность, и разрабатываются рекомендации по наиболее эффективному режиму разработки и методам воздействия для данных конкретных геолого-физических условий.

Сущность изобретения поясняется графическими изображениями, где

фиг.1 - Алгоритм реализации системно-адресного воздействия на пласты и скважины;

фиг.2 - Опытный участок пласта БВ8 Аганского месторождения;

фиг.3 - Динамика добычи нефти (в месяц) и обводненности по опытному участку Аганского месторождения.

Способ осуществляется следующим образом (пример осуществления).

В качестве примера рассмотрим реализацию системно-адресного воздействия на опытном участке пласта БВ8 Аганского месторождения.

Основными объектами разработки Аганского нефтяного месторождения, определяющими добычу нефти на месторождении, являются пласты БВ8 и БВ9, содержащие 73% всех балансовых запасов нефти.

Коллекторами являются песчаники серые, буровато-серые за счет нефтенасыщения, крупно-, средне-, мелкозернистые и алевролиты крупнозернистые, сцементированные глинистым цементом, участки с прослоями и линзами различной формы карбонатного песчаника, однородные или слоистые.

Общая толщина пласта в среднем 22,3 м, средняя эффективная толщина составляет 13,3 м. Коэффициент песчанистости равен 0,69, расчлененности - 6,0. Проницаемость пласта БВ8 составляет 342,1 мкм2, открытая пористость 22,8. Начальная нефтенасыщенность по пласту составляет в среднем 71,2%.

Для объекта БВ8 проектными документами была предусмотрена рядная система разработки. Пять разрезающих рядов разделили площадь залежи на 6 блоков. Во 2-м, 4-м, 5-м блоках утверждена пятирядная система разработки по сетке 500×700 м в зоне эксплуатации и удаленностью первых рядов от линии нагнетания на 600 м. Выделен один (3-й) трехрядный блок с сеткой добывающих скважин 700×700 м и расстоянием между первым, добывающим и нагнетательным рядами 850 м.

В Проекте разработки предусмотрен поэтапный переход от линейной к блочно-квадратной и избирательной системам воздействия. Для выработки запасов объекта БВ8 утверждена 621 скважина основного фонда (в том числе 487 добывающих и 134 нагнетательных) и 30 скважин резервного фонда. Проектная плотность сетки скважин - 36 га/скв.

Для реализации нестационарного заводнения был выбран опытный участок, расположенный в пределах 1-го блока, который в меньшей степени подвержен изменениям системы разработки, с учетом того, что в настоящий момент система разработки по пласту БВ8 претерпевает изменения, а именно осуществляется переход с линейной к блочно-квадратной и избирательной системам воздействия, а также перенос линии нагнетания в некоторых блоках. В пределах опытного участка расположено 26 нагнетательных и 47 добывающих скважин (фиг.2).

Поскольку эффективность нестационарного заводнения зависит от правильного определения времени циклов воздействия, основанного на определении средней проницаемости опытного участка в соответствии с имеющейся геолого-промысловой информацией, включая данные ГДИ и исследования кернов. На основании полученных данных рассчитывались средневзвешенные значения гидропроводности и пьезопроводности пласта в пределах опытного участка (табл. 1).

Таблица 1
Участок К прон., мкм2 Н, м К пор, д.ед Вязкость, мПа·сек Гидропроводность, мкм2·см/мПа·сек К пьез., см2/сек
1 0,392 6,2 0,232 1,08 224,9 3793

Длительность нагнетания агента на каждом участке (т.е. длительность полуцикла нестационарного воздействия) определяют по формуле:

Т=L2/2X,

где Т - длительность нагнетания агента, сут;

L - расстояние от фронта нагнетания агента до области отбора флюидов, м;

X - средняя пьезопроводность пласта, м2/с;

X=k/µCm,

где k - средняя проницаемость пласта, мкм2;

µ - средняя вязкость пласта, мПа·сек;

m - средняя пористость пласта, доли ед.;

C - коэффициент упругости породы и жидкости, Па-1.

На основании информации о реакции добывающих скважин на изменение объемов закачки воды, результатах исследований по закачке индикаторов и технических возможностях системы ППД были выполнены расчеты по определению полуцикла нестационарного воздействия с учетом вязкости пластовой нефти, пористости, проницаемости пласта, являющихся характерными для данного объекта. В результате расчетов получено, что длительность полуцикла по опытному участку пласта БВ8 составляет 3,5 месяца или 107 суток (табл.2).

Таблица 2
Результаты определения длительности циклов по участку пласта БВ8 Аганского месторождения
Участок L, м L2, 104 м2 К пьез., см2/сек Т цикла, сут Т цикла, мес Т п/ц, сут Т п/ц, мес
№1 2650 702,25 3793 214 7,1 107 3,57

Анализ технологических показателей закачки по опытному участку с учетом распределения скважин по КНС и оценкой максимального уровня закачки в период до начала осуществления технологии показал, что суммарная закачка всех скважин по КНС в период проведения циклического заводнения как в период 1-го, так и в период 2-го полуциклов не будет превышать среднемесячную закачку в период стационарного заводнения и, тем более, проектную мощность КНС.

На основании выполненного анализа состояния разработки опытного участка пласта БВ8 Аганского месторождения и на основании полученных результатов расчета параметров реализации нестационарного заводнения был составлен график работы (пусков-остановок) нагнетательных скважин в соответствии с рассчитанными длительностями циклов.

Для увеличения эффективности процесса нестационарного заводнения на фонде скважин системы ППД было запланировано проведение работ по перераспределению фильтрационных потоков (ПФП) и по интенсификации приемистости с учетом имеющейся геолого-промысловой информации, включая данные ГИС-контроля.

На фиг.3 представлена динамика добычи нефти в месяц по опытному участку, из которой также видно увеличение добычи нефти. Оценка дополнительно добытой нефти по линейному тренду динамики помесячной добычи нефти показывает, что в результате применения системно-адресного воздействия дополнительно добыто 10191 т нефти, при этом сокращение попутно добываемой воды составило 68,9 тыс.м3, а непроизводительная закачка воды снижена на 73 тыс.м3. Таким образом, общая экономия электроэнергии от снижения добычи воды и ограничения непроизводительной закачки составляет 2,027 млн. кВт/час.

Способ разработки нефтяной залежи на основе системно-адресного воздействия на ее пласты, включающий циклическое - нестационарное нагнетание агента через нагнетательные скважины, отбор флюидов через добывающие скважины, дополнительное адресное воздействие химреагентами на пласты через всю совокупность нагнетательных и добывающих скважин, для чего на объекте разработки выделяют характерные участки, различающиеся между собой геолого-физическими свойствами, текущим состоянием разработки и степенью выработки запасов, выделяют опытный участок, на котором с использованием кернового материала определяют его среднюю проницаемость и рассчитывают средневзвешенные значения гидропроводности, пьезопроводности пласта в пределах этого участка, осуществляют фильтрационные исследования, нефтевытесняющие, стимулирующие или изолирующие свойства применяемых химреагентов, а длительность нагнетания агента в пределах этого участка определяют по формуле:
Т=L2/2X,
где Т - длительность нагнетания агента, сут;
L - расстояние от фронта нагнетания агента до области отбора флюидов, м;
X - средняя пьезопроводность пласта, м2/с;
X=k/µCm,
где k - средняя проницаемость пласта, мкм2;
µ - средняя вязкость пласта, мПа·сек;
m - средняя пористость пласта, доли ед.;
С - коэффициент упругости породы и жидкости, Па-1,
адресно определяют длительность нагнетания агента на каждом участке и алгоритм дальнейшей разработки выбранных участков на основании лабораторного обоснования и результатов гидродинамического моделирования технологий воздействия для конкретных условий выбранных участков, затем осуществляют системно-адресное воздействие на каждом участке.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к топливно-энергетической промышленности и направлено на решение проблемы, связанной с устойчивым получением и добычей углеводородов - нефти и газа, и определением их количества.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к методам повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти и газа в нагнетательных добывающих нефтяных и газовых скважинах как с терригенными, так и с карбонатными коллекторами.

Изобретения относятся к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение извлечения углеводородов из подземного коллектора.

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к способам вскрытия зоны пласта, прилегающей к скважине, для интенсификации притока пластового флюида.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами с применением гидравлического разрыва пласта.

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.

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.

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.

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.

Изобретение относится к области разработки многопластовых нефтяных месторождений и может быть использовано в нефтегазовой промышленности. Обеспечивает упрощение и удешевление способа разработки многопластовой нефтяной залежи, повышение эффективности его применения в нефтяных залежах, сложенных продуктивными пластами с различными фильтрационно-емкостными свойствами, а также ускорение сроков разработки многопластового месторождения. Сущность изобретения: способ включает закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, осуществление гидравлического разрыва пласта с получением эффективной трещины гидроразрыва. Согласно изобретению определяют проницаемость каждого продуктивного пласта, вскрытого скважиной. Классифицируют продуктивные пласты по проницаемости. В зависимости от проницаемости продуктивного пласта проводят перфорацию в добывающих и нагнетательных скважинах. Нагнетательные скважины пускают под закачку, а в добывающих скважинах проводят гидравлический разрыв во всех продуктивных пластах. При этом в продуктивных пластах с проницаемостью менее 10 мД проводят гидравлический разрыв с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной свыше 100 м и закрепленной шириной в продуктивной части от 1,5 до 3 мм. В продуктивных в пластах с проницаемостью свыше 100 мД проводят гидравлический разрыв с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной до 40 м и закрепленной шириной от 5 до 20 мм. В продуктивных пластах с проницаемостью от 10 до 100 мД проводят гидравлический разрыв с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной от 40 до 100 м и закрепленной шириной от 3 до 7 мм. 1 з.п. ф-лы, 3 пр., 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для закачки попутного нефтяного газа в пласт. Система содержит добывающую скважину, сепаратор, насос с электродвигателем, трубопровод для подачи воды, газовый трубопровод, смесительное устройство, нагнетательную скважину и пакер с вмонтированной трубой. Насос, электродвигатель и смесительное устройство размещены внутри нагнетательной скважины. Насос установлен под электродвигателем, который снабжен кожухом, соединенным с трубопроводом для подачи воды. Ниже смесителя над или под пакером дополнительно установлен дожимной насос. Дожимной насос может быть снабжен собственным электродвигателем. В качестве дожимного и/или основного насоса может быть использован центробежный насос, или насос объемного типа, или насос диагонального или осевого типа. Технический результат заключается в смешении воды с попутным газом внутри нагнетательной скважины, что позволяет избежать создания развитой инфраструктуры на поверхности, обеспечивает экологическую безопасность окружающей среды за счет исключения возможных выбросов газа в атмосферу. 4 з. п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке многопластовых нефтяных залежей, представленных слоисто-неоднородными коллекторами и, в том числе, слоисто-неоднородными нефтяными пластами с высокой расчлененностью. Обеспечивает повышение нефтеизвлечения из нефтяного пласта с послойной неоднородностью независимо от расположения высокопроницаемых пропластков по толщине нефтяного пласта. Сущность изобретения: способ включает разбуривание залежи по любой из известных сеток вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, выделение в залежи высокопроницаемых и низкопроницаемых пропластков и ликвидацию гидродинамической связи добывающей скважины с высокопроницаемым пропластком. Согласно изобретению бурят на всю толщину нефтяного пласта нагнетательные и добывающие скважины. В процессе отбора нефти контролируют дебит добывающих скважин и обводненность продукции. По каждой добывающей скважине при достижении минимально рентабельного дебита по нефти проводят геофизические исследования по определению текущей нефтенасыщенности. По результатам оценки текущей нефтенасыщенности выявляют предельно выработанные высокопроницаемые пропластки, текущая нефтенасыщенность которых максимально приближена к величине их остаточной нефтенасыщенности. Осуществляют ликвидацию гидродинамической связи добывающих скважин с выявленными в процессе эксплуатации скважин предельно выработанными пропластками. Затем бурят в добывающих скважинах боковые стволы в низкопроницаемых пропластках нефтяного пласта. При этом количество, длину и диаметр боковых стволов в каждой добывающей скважине определяют по геолого-гидродинамической модели, адаптированной к фактическим параметрам работы скважин, исходя из условий восстановления коэффициента продуктивности скважины по нефти, как минимум, до его начальной величины и увеличения коэффициента охвата воздействием нефтяного пласта. Осуществляют рассредоточение боковых стволов в низкопроницаемых пропластках нефтяного пласта в зависимости от месторасположения и количества предельно выработанных пропластков. 5 з.п. ф-лы, 2 табл., 7 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Обеспечивает повышение эффективности разработки залежи нефти в отложениях баженовской свиты. Сущность изобретения: по способу осуществляют бурение добывающих и нагнетательных скважин с осуществлением закачки в пласт метансодержащего газа, попутного нефтяного или природного, с реализацией последовательности технологических операций в чередующихся циклах, каждый из которых включает три этапа. На первом этапе в нагнетательную скважину закачивают газ в течение времени T1, за которое обеспечивают повышение пластового давления, растворение жидких углеводородов и высвобождение их из связанного состояния в керогенсодержащей матрице. На втором этапе нагнетательная и добывающие скважины после времени Т1 простаивают в течение времени (Т2-Т1) для дальнейшего растворения указанных углеводородов и выравнивания пластового давления, сопровождающегося дальнейшим проникновением газа в низкопроницаемую керогенсодержащую матрицу. Во время третьего этапа в эксплуатацию вводят добывающие скважины на период времени (Т3-Т2). После этого вновь начинают процесс закачки газа в нагнетательную скважину. Время T1 принимают равным около 1-3 месяцев, а продолжительность периода (Т2-Т1) устанавливают на основе промысловых исследований из условия максимизации накопленной добычи нефти добывающими скважинами к моменту времени Т2 . Момент времени Т3 соответствует моменту, когда дебит добывающей скважины по нефти достигает нерентабельного значения, например 3 т/сут. Добываемые растворенный и закачиваемый газы после сепарации обратно закачивают в пласт, что способствует сокращению поставок стороннего газа. 10 з.п. ф-лы,

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает увеличение дебитов нефти и продуктивности скважин. Сущность изобретения: способ включает разработку залежи системой вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, строительство дополнительных стволов из вертикальных скважин, закачку рабочего агента через дополнительные стволы нагнетательных скважин и отбор продукции через дополнительные стволы добывающих скважин. Согласно изобретению боковые стволы строят в виде горизонтально наклонных стволов с восходящими необсаженными забоями, в которых проводят гидроразрыв пласта с последующим вторичным вскрытием пласта обсаженного участка дополнительных стволов. При этом увеличивают площадь дренирования залежи за счет создания трещины в концевой части необсаженного ствола таким образом, что забойное давление распределяется равномерно вдоль наклонного ствола с обеспечением притока нефти из ствола с необсаженным стволом, а затем из созданной трещины в концевой части необсаженного ствола. 1 пр., 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности, а именно к способу доразработки истощенных залежей природных углеводородов. Обеспечивает возможность доизвлечения из пластов остаточных запасов газа, нефти и конденсата, а также водорода, кислорода и синтезируемых в пласте углеводородов за счет утилизации техногенного диоксида углерода. Сущность изобретения: по способу подготавливают залежь к доразработке, создают и/или используют по меньшей мере одну нагнетательную скважину для закачки в залежь по меньшей мере одного включающего диоксид углерода рабочего агента, используемого для получения водорода, кислорода, гомологов метана на основе выявленной каталитической реакции, а также доизвлечения оставшихся в пласте природных углеводородов. Закачивают по меньшей мере один содержащий диоксид углерода рабочий агент до достижения заданного пластового давления в залежи. Создают и/или используют по меньшей мере одну добывающую скважину. Начинают добычу пластовых флюидов после достижения заданного пластового давления в залежи. Из добытых пластовых флюидов выделяют воду, углеводороды, водород, кислород и диоксид углерода. Добытую воду и непрореагировавший диоксид углерода направляют по крайней мере в одну нагнетательную скважину для повторной закачки в залежь. 10 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 пр.

Изобретение относится к области стимулирования добычи нефти с использованием смешиваюшегося ее вытеснения из пласта. Обеспечивает повышение эффективности и надежности системы вытеснения нефти. Сущность изобретений: система для добычи нефти из подземного пласта включает: источник смешивающегося растворителя, содержащего сероуглерод; устройство для получения эмульсии, предназначенное для производства эмульсии, содержащей указанный смешивающийся растворитель; устройство для хранения эмульсии, предназначенное для хранения по меньшей мере около 5000 галлонов эмульсии; первый ряд скважин, распределенных над пластом; второй ряд скважин, распределенных над пластом; средство для разрушения эмульсии, соединенное с устройством для хранения эмульсии и первым рядом скважин; в которой первый ряд скважин включает средство для закачки в пласт указанного смешивающегося растворителя, в то время как второй ряд скважин включает средство для добычи из пласта нефти. 9 з.п. ф-лы, 3 табл., 5 ил.

Изобретение относится к проблеме вовлечения в запасы газовой промышленности трудноизвлекаемых ресурсов природного газа низкопроницаемых плотных пород. Обеспечивает создание новой эффективной и экологически чистой технологии разработки газовых залежей в плотных низко проницаемых породах - песчаниках. Сущность изобретения: осуществляют бурение на месторождении вертикальных и горизонтальных скважин, в том числе с многоствольным окончанием, воздействуют через них на газовую залежь путем гидроразыва низкопроницаемых пород. Согласно изобретению бурят на газовую залежь вертикальную скважину, а на ее забой в залежи навигационно бурят по периферии вертикально-горизонтальные протяженные скважины и соединяют их в единую гидравлически связанную систему. После этого обеспечивают стадию стимулирования притока природного газа к необсаженным горизонтальным буровым каналам в залежи. Для этого в периферийные вертикально-горизонтальные скважины нагнетают насосами воду с ее стоком в вертикальную скважину. Эту скважину прикрывают и поднимают давление в горизонтальных буровых каналах до величины, превышающей горное давление вышележащих пород на этой глубине. Затем начинают нагнетать в вертикально-горизонтальные скважины воздух высокого давления, а вертикальную скважину открывают в атмосферу. Давление в горизонтальных буровых каналах снижают от максимального до минимального 0,1-0,2 МПа. Подобное пневмогидравлическое импульсное воздействие на залежь через горизонтальные буровые каналы повторяют многократно и стимулируют этим раскрытие микропор и микротрещин в зонах залежи, прилегающих к горизонтальным буровым каналам, а следовательно, приток природного газа к вновь созданным искусственным коллекторам. 6 з.п. ф-лы, 1 пр., 3 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: при разработке нефтяной залежи выполняют, по крайней мере, часть скважин с горизонтальными или наклонными стволами криволинейной формы. Проводят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Работы проводят на участках, где коллектора имеют естественную трещиноватость, имеют толщину не более 5 м и расположены от водонасыщенного пласта менее 6 м. Горизонтальный ствол криволинейной формы проводят по криволинейной траектории с искривлением его по азимуту с интенсивностью до 4°/10 м и длиной, обеспечивающей пересечение направления трещиноватости под углом от 0 до 90 градусов. 1 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с карбонатными коллекторами. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи, эффективности вытеснения нефти, увеличения охвата пласта вытесняющим агентом за счет его последовательной отработки, снижения обводненности продукции. Сущность изобретения: осуществляют бурение вертикальной нагнетательной скважины и горизонтальной добывающей скважины, закачку рабочего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. Горизонтальный участок добывающей скважины оставляют необсаженным и располагают выше уровня водонефтяного контакта - в среднем интервале нефтенасыщенной зоны залежи. Нагнетательную скважину строят до вскрытия нефтенасыщенной зоны залежи на расстоянии от забоя добывающей скважины, исключающем прорыв рабочего агента в добывающую скважину. В добывающей скважине устанавливают технологическую трубу, состоящую в горизонтальном участке из последовательно соединенных перфорированных патрубков с центраторами, между которыми размещают пакеры из водонабухающего материала, выполненные с возможностью герметичного перекрытия межтрубного пространства при наличии воды более 50% в продукции залежи. Во время эксплуатации добывающей скважины при обводнении продукции до 90-95% технологическую трубу последовательно отсекают от забоя напротив соответствующих пакеров. 1 пр., 1 ил.
Наверх