Способ разработки нефтяной залежи



Способ разработки нефтяной залежи
Способ разработки нефтяной залежи
Способ разработки нефтяной залежи

 


Владельцы патента RU 2513962:

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

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с коллектором, имеющим естественную трещиноватость. Обеспечивает повышение охвата продуктивного пласта воздействием и увеличение его нефтеотдачи. Сущность изобретения: определяют направления трещиноватости коллектора, разбуривают залежь вертикальными и/или наклонно направленными и многозабойными скважинами по квадратной сетке и формируют пятиточечные элементы разработки с бурением в центре и по углам элементов вертикальных и/или наклонно направленных нагнетательных скважин и бурением между центральной и угловыми скважинами в элементе разработки многозабойной добывающей скважины с закругленным окончанием ствола, осуществляют закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. При обводнении добывающих скважин определяют интервалы обводнения и осуществляют изоляцию обводнившихся интервалов. Согласно изобретению перед разбуриванием залежи выделяют участки с общими нефтенасыщенными толщинами более 6 м в карбонатных коллекторах и/или участки с эффективными нефтенасыщенными толщинами не менее 2 м в нефтяной зоне и не менее 4 м в водонефтяной зоне в терригенных коллекторах. На этих участках перед бурением многозабойной добывающей скважины проводят уточнение направления трещиноватости коллектора. Многозабойную скважину выполняют в форме полуэллипса, большая ось которого направлена под углом 30-60° к направлению трещиноватости при отношении малой полуоси к большой полуоси эллипса 0,1-0,8. При этом стволы многозабойных добывающих скважин выполняют восходящими с минимальным расстоянием в нижней части до водонефтяного контакта 4 м для карбонатных коллекторов и 2 м для терригенных коллекторов, а в верхней части - с минимальным расстоянием 1 м до кровли продуктивного пласта. 1 з.п. ф-лы, 3 пр., 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с коллектором, имеющим естественную трещиноватость.

Известен способ разработки залежи многопластового нефтяного месторождения с водонефтяными зонами и/или массивного типа, включающий замеры добычи нефти, воды и закачки воды для уточнения текущих условий разработки и моделирования процесса разработки залежи, определение минимального расстояния от вскрытого интервала до водонефтяного контакта, при котором не происходит преждевременного обводнения продукции скважины. В известном способе предлагается бурение разветвленных горизонтальных и/или субгоризонтальных скважин, при этом основной горизонтальный и/или субгоризонтальный ствол располагают выше водонефтяного контакта на минимальном расстоянии, обеспечивающем безводный период эксплуатации скважин, а горизонтальные и/или субгоризонтальные, и/или вертикальные разветвления бурят по восходящему профилю с тем же азимутом, что и у основного горизонтального и/или субгоризонтального ствола и/или с отходом от него в сторону кровли продуктивного пласта или пропластка (патент РФ №2282022, кл. Е21В 43/20, опубл. 20.08.2006).

Недостатком данного способа является невысокая нефтеотдача в связи с недостаточным охватом пласта вытеснением по площади и большие капитальные затраты на строительство скважин в элементе.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий разбуривание залежи горизонтальными и вертикальными скважинами по квадратной сетке и формирование элементов бурением в центре элемента вертикальной и/или наклонно направленной нагнетательной скважины, бурением многозабойных добывающих горизонтальных скважин по сторонам элементов, закачку рабочего реагента через нагнетательные скважины циклически и отбор продукции через добывающие скважины, замеры добычи нефти, воды и закачиваемой жидкости, проведение гидродинамических исследований и поддержание пластового давления в зоне отбора на уровне первоначального. В известном способе перед разбуриванием залежи выделяют участки с общими нефтенасыщенными толщинами более 13 м в карбонатных коллекторах и/или участки с эффективными нефтенасыщенными толщинами не менее 3 м в нефтяной зоне и не менее 5 м в водонефтяной зоне в терригенных коллекторах, бурят вертикальную и/или наклонно направленную нагнетательную скважину в центре каждого элемента, стороны каждого элемента закрывают многозабойными скважинами с горизонтальным окончанием в виде полукругов, каждая из которых охватывает половину элемента, с одним восходящим ответвлением в середине полукруга, направленным в угол элемента для выработки запасов нефти в прикровельной части продуктивного пласта, заменяющую в элементе две горизонтальные или три вертикальные и/или наклонно направленные скважины по сторонам и углам элементов, закачку вытесняющего рабочего реагента осуществляют через нагнетательную скважину в нижнюю часть продуктивного интервала циклически, определяют оптимальный период закачки, при котором происходит максимальное восстановление давления в зоне отбора и вытеснение нефти из матрицы (Патент РФ №2439299, кл. Е21В 43/20, опубл. 10.01.2012 - прототип).

Известный способ позволяет добиться повышения нефтеотдачи, однако 1/4 часть пласта остается неохваченной вытеснением по площади. Также в коллекторах, имеющих трещины, происходит прорыв воды, что снижает конечную нефтеотдачу.

В предложенном изобретении решается задача повышения охвата пласта воздействием и соответственно увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем определение направления трещиноватости коллектора, разбуривание залежи вертикальными и/или наклонно направленными и многозабойными скважинами по квадратной сетке и формирование пятиточечных элементов бурением в центре и по углам элемента вертикальных и/или наклонно направленных нагнетательных скважин и бурением между центральной и угловыми скважинами в элементе многозабойной добывающей скважины с закругленным окончанием ствола, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, согласно изобретению перед разбуриванием залежи выделяют участки с общими нефтенасыщенными толщинами более 6 м в карбонатных коллекторах и/или участки с эффективными нефтенасыщенными толщинами не менее 2 м в нефтяной зоне и не менее 4 м в водонефтяной зоне в терригенных коллекторах, на этих участках перед бурением многозабойной добывающей скважины проводят уточнение направления трещиноватости коллектора, многозабойную скважину выполняют в форме полуэллипса, большая ось которого направлена под углом 30-60° к направлению трещиноватости при отношении малой полуоси к большой полуоси эллипса 0,1-0,8, при этом стволы многозабойных добывающих скважин выполняют восходящими с минимальным расстоянием в нижней части до водонефтяного контакта 4 м для карбонатных коллекторов и 2 м для терригенных коллекторов, в верхней части - с минимальным расстоянием 1 м до кровли продуктивного пласта.

При обводнении добывающих скважин проводят определение интервалов обводнения и изоляцию обводнившихся интервалов.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу нефтяной залежи существенное влияние оказывает охват залежи воздействием. Существующие технические решения не в полной мере позволяют отбирать нефть из залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

На фиг.1-3 представлены схема размещения скважин на участке залежи с выделением элементов разработки, схема элемента в плане и профиль добывающей скважины. Принятые обозначения: 1-9 - вертикальные и/или наклонно направленные скважины, расположенные по углам элемента разработки, изначально добывающие, способные быть переведенными в нагнетательные, 10-13 - вертикальные и/или наклонно направленные скважины в центре элемента разработки изначально добывающие, способные быть переведенными в нагнетательные, 14-17 - многозабойные добывающие скважины со стволом в плане в форме полуэллипса, h - нефтенасыщенная толщина, S - направление трещиноватости коллектора, а/2 - большая полуось, b/2 - малая полуось эллипса проекции добывающей скважины в плане, с - расстояние от стволов многозабойной добывающей скважины до вертикальной нагнетательной скважины, L - расстояние между вертикальными и/или наклонно направленными скважинами в углах элемента, x - расстояние от ствола многозабойной скважины в нижней части до водонефтяного контакта, y - в верхней части до кровли продуктивного пласта.

Способ реализуют следующим образом.

Участок массивной залежи карбонатных отложений или участок пластово-сводовой залежи терригенных коллекторов, продуктивные пласты которого представлены порово-трещинными типом, разбуривают редкой квадратной сеткой вертикальных и/или наклонно направленных нагнетательных скважин 1-9 (фиг.1). В центре каждого элемента (квадрата) бурят также вертикальные и/или наклонно направленные скважины 10-13. Осуществляют обустройство скважин. В процессе бурения скважин уточняют геологическое строение залежи.

Осуществляют добычу нефти из скважин 1-13. Производят замеры добычи нефти, воды, пластового давления, гидродинамические исследования. Строят структурные карты по кровле пластов-коллекторов рассматриваемой залежи и карты общих нефтенасыщенных толщин массивной залежи в карбонатных коллекторах и эффективных нефтенасыщенных толщин в залежах пластово-сводового типа терригенных отложений. Уточняют направление трещиноватости коллектора. По структурной карте выделяют участок с рекомендуемыми толщинами с наиболее высокими гипсометрическими отметками пробуренных скважин. На данном участке в каждом элементе, состоящем из 2 скважин (одна в центре элемента и 1/4 скважины в углах элемента, фиг.2), размещают между скважиной 10, расположенной в центре, и скважинами 1, 2, 8, 9, расположенными в углах элемента, многозабойную добывающую скважину 14 (фиг.2), имеющую горизонтальный ствол в продуктивном пласте, представляющий собой в плане форму полуэллипса (на участке это скважины 14-17, фиг.1). Большая ось полуэллипса а направлена под углом α=30-60° к направлению трещиноватости коллектора S, при этом отношение малой полуоси b/2 эллипса к его большой полуоси а/2 равна b/а=0,1-0.8. Причем стволы многозабойной скважины выполняют восходящими с минимальным расстоянием в нижней части до водонефтяного контакта (ВНК) х=4 м, в верхней части - с минимальным расстоянием y=1 м до кровли продуктивного пласта (фиг.2).

Все скважины 1-13 элемента в момент пуска в эксплуатацию многозабойной добывающей скважины 14-17 переводят под нагнетание пластовой воды. В процессе эксплуатации многозабойной добывающей скважины происходит прорыв воды, в первую очередь по вертикальным трещинам с водоносной части пласта в нижнюю часть восходящих стволов. При обводненности боле 98% скважины останавливают, проводят геофизические исследования, определяют интервалы обводнения ствола. Далее отсекают обводнившиеся интервалы водонабухающими пакерами либо водоизоляционными составами и вновь пускают скважины в работу.

Результатом внедрения данного способа является повышение степени нефтеизвлечения.

Примеры конкретного выполнения способа.

Пример 1. Участок массивной залежи, продуктивные пласты которого представлены поровотрещинными карбонатными отложениями турнейского яруса, разбуривают редкой квадратной сеткой вертикальных нагнетательных скважин 1-9 (фиг.1) с расстоянием между скважинами L=1200 м. В центре каждого элемента бурят также вертикальные нагнетательные скважины 10-13. Осуществляют обустройство скважин. В процессе бурения скважин уточняют геологическое строение залежи.

Осуществляют добычу нефти из нагнетательных скважин 1-13. Производят замеры добычи нефти, воды, пластового давления, гидродинамические исследования. Строят структурные карты по кровле пластов-коллекторов рассматриваемой залежи и карты общих нефтенасыщенных толщин массивной залежи. Уточняют направление трещиноватости коллектора геофизическими исследованиями. Преимущественное направление трещиноватости S по результатам исследований было установлено северо-западное (фиг.1). По структурной карте выделяют участок на массивной залежи в карбонатных коллекторах с общими нефтенасыщенными толщинами более h=6 м (фиг.2) с наиболее высокими гипсометрическими отметками пробуренных скважин. На данном участке в каждом элементе, состоящем из 2 скважин (одна в центре элемента и 1/4 скважины в углах элемента, фиг.2), размещают между скважиной 10, расположенной в центре, и скважинами 1, 2, 8, 9, расположенными в углах элемента, многозабойную добывающую скважину 14 (фиг.2) в форме полуэллипса (на участке это скважины 14-17, фиг.1), в которой большая ось а направлена под углом α=45° к направлениям трещин S, при этом отношение малой полуоси b/2 эллипса к его большой полуоси а/2 равно b/а=0,5. Минимальное расстояние от стволов многозабойной добывающей скважины до вертикальной нагнетательной равно с=250 м. Причем стволы многозабойной скважины выполняют восходящими с минимальным расстоянием в нижней части до ВНК x=4 м, в верхней части - с минимальным расстоянием y=1 м до кровли продуктивного пласта (фиг.2).

Все вертикальные скважины элемента, в момент пуска в эксплуатацию многозабойной добывающей скважины, переводят под нагнетание пластовой воды. В процессе эксплуатации многозабойной добывающей скважины происходит прорыв воды, в первую очередь по вертикальным трещинам с водоносной части пласта в нижнюю часть восходящих стволов. При обводненности более 98% скважины останавливают, проводят геофизические исследования, определяют интервалы обводнения ствола. Далее отсекают обводнившиеся интервалы водонабухающими пакерами и вновь пускают скважины в работу.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Большая ось полуэллипса направлена под углом 30° к направлению трещиноватости при отношении малой полуоси к большой полуоси эллипса 0,1.

Пример 3. Выполняют как пример 1. Большая ось полуэллипса направлена под углом 60° к направлению трещиноватости при отношении малой полуоси к большой полуоси эллипса 0,8.

В результате по примерам 1-3 с 1 элемента, состоящего из 2 нагнетательных вертикальных и 1 добывающей многозабойной скважины в форме полуэллипса, за время разработки, которое ограничили 98% обводнением добывающей скважины или достижением минимально рентабельного дебита нефти 0,5 т/сут, было добыто 135,3 тыс. т нефти, коэффициент извлечения нефти составил 0,167. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 97,3 тыс. т нефти, коэффициент извлечения нефти 0,120. Прирост коэффициента извлечения нефти по предлагаемому способу составил 0,047.

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает увеличение нефтеизвлечения.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения охвата пласта воздействием и соответственно увеличения нефтеотдачи продуктивного пласта.

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий определение направления трещиноватости коллектора, разбуривание залежи вертикальными и/или наклонно направленными и многозабойными скважинами по квадратной сетке и формирование пятиточечных элементов бурением в центре и по углам элемента вертикальных и/или наклонно направленных нагнетательных скважин и бурением между центральной и угловыми скважинами в элементе многозабойной добывающей скважины с закругленным окончанием ствола, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, при обводнении последних определение интервалов обводнения и изоляцию обводнившихся интервалов, отличающийся тем, что перед разбуриванием залежи выделяют участки с общими нефтенасыщенными толщинами более 6 м в карбонатных коллекторах и/или участки с эффективными нефтенасыщенными толщинами не менее 2 м в нефтяной зоне и не менее 4 м в водонефтяной зоне в терригенных коллекторах, на этих участках перед бурением многозабойной добывающей скважины проводят уточнение направления трещиноватости коллектора, многозабойную скважину выполняют в форме полуэллипса, большая ось которого направлена под углом 30-60° к направлению трещиноватости при отношении малой полуоси к большой полуоси эллипса 0,1-0,8, при этом стволы многозабойных добывающих скважин выполняют восходящими с минимальным расстоянием в нижней части до водонефтяного контакта 4 м для карбонатных коллекторов и 2 м для терригенных коллекторов, в верхней части - с минимальным расстоянием 1 м до кровли продуктивного пласта.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при обводнении добывающих скважин производят определение интервалов обводнения и изоляцию обводнившихся интервалов.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти в карбонатных и терригенных коллекторах, разбуренных вертикальными и горизонтальными скважинами.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с коллектором, имеющим естественную трещиноватость. Обеспечивает повышение коэффициента охвата и нефтеотдачи продуктивного пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с коллектором, имеющим естественную трещиноватость. Обеспечивает повышение охвата пласта воздействием и увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано в системе законтурного и внутриконтурного заводнения при разработке нефтяной залежи с поддержанием пластового давления.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли промышленности и может быть использовано на завершающей стадии разработки нефтяных месторождений с применением внутриконтурного заводнения.
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к разработки нефтяных оторочек, приуроченных к сложнопостроенным карбонатным коллекторам.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяных месторождений, приуроченных к куполообразным поднятиям, и может быть использовано в заключительной стадии эксплуатации месторождений.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с различным типом коллектора. Обеспечивает повышение эффективности вытеснения нефти, увеличение нефтеизвлечения, повышение темпа отбора, увеличение охвата воздействием по площади и вертикали.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности, в частности к системам нефтепромыслового обустройства при разработке месторождений тяжелых нефтей и природных битумов.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке обводненной нефтяной залежи. Обеспечивает расширение области применения за счет использования в качестве водозаборных скважин как бывших добывающих, так и действующих обводненных добывающих скважин, и повышение эффективности за счет исключения остановок насосной установки для ее перевода в режим вытеснения нефти и на время проведения ремонтных работ на водопроводе.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи в карбонатных коллекторах. Обеспечивает увеличение нефтеотдачи залежи за счет повышения эффективности вытеснения нефти и усиления воздействия на слабодренируемые, трудноизвлекаемые запасы нефти в нефтеносных пластах. Сущность изобретения: осуществляют вскрытие нагнетательными скважинами продуктивного пласта и нижележащих водоносных пластов с последующим строительством и вторичным вскрытием пластов, вскрытие добывающими скважинами продуктивного пласта с последующим строительством и вскрытием продуктивного пласта, заводнение продуктивного пласта внутрискважинной перекачкой в нагнетательных скважинах из водоносных пластов в нефтеносный пласт, отбор продукции из продуктивного пласта через добывающие скважины. Согласно изобретению заводнение продуктивного пласта производят с постоянным давлением с поочередными технологическими простоями нагнетательных скважин не более 4 дней. При этом компенсацию давления заводнением при простое нагнетательных скважин производят за счет близлежащих нагнетательных скважин. В процессе снижения дебита нефти при заводнении из водоносных пластов компенсацию давления заводнением производят закачкой воды и/или реагентов с устья нагнетательных скважин. 1 з.п. ф-лы, 1 пр.

Изобретение относится к получению умягченной воды для нагнетания в пласт. Способ включает (а) выработку умягченной воды путем (i) подачи исходной воды, имеющей общее содержание растворенных твердых веществ вплоть до 15000 мг/л и содержание многовалентных катионов более 40 мг/л, в фильтр, содержащий слой катионообменной смолы в моновалентной катионной форме, (ii) пропуска исходной воды через слой катионообменной смолы, (iii) вывода из фильтра умягченной нагнетаемой воды, имеющей содержание многовалентных катионов вплоть до 40 мг/л; (б) регенерацию катионообменной смолы путем (i) подачи регенерационного рассола в фильтр, причем регенерационный рассол представляет собой природную воду с высоким солесодержанием, имеющую концентрацию моновалентных катионов и многовалентных катионов, такую, что предел умягчения для исходной воды составляет вплоть до 40 мг/л многовалентных катионов, где предел умягчения для исходной воды определяется как коэффициент умягчения, умноженный на концентрацию многовалентных катионов в исходной воде (мг/л), и где коэффициент умягчения определяется как: (молярная концентрация моновалентных катионов в исходной воде)2/(молярная концентрация многовалентных катионов в исходной воде) : (молярная концентрация моновалентных катионов в регенерационном рассоле)2/(молярная концентрация многовалентных катионов в регенерационном рассоле). Технический результат - интенсификация добычи углеводородов из пласта. 2 н. и 22 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл., 1 пр.

Изобретение относится к оборудованию для эксплуатации нефтедобывающих скважин и может быть применено для одновременно-раздельной и поочередной закачки жидкости в два пласта одной скважины. Устройство смонтировано на колонне насосно-компрессорных труб и содержит подвеску, оснащенную двумя пакерами. В полости подвески выполнены, по меньшей мере, два кольцевых выступа, в последних герметично установлен стакан с упором в торцевой выступ подвески, выполненный с продольными каналами, образующие межтрубные пространства. В стенке стакана по обе стороны от нижнего кольцевого выступа установлены два штуцера с калиброванными проходными сечениями, сообщающими полость стакана, с одной стороны, с верхним пластом скважины через верхний штуцер, межтрубное пространство между кольцевыми выступами и окна, выполненные в стенке подвески, и с другой, - с нижним пластом через нижний штуцер, межтрубное пространство ниже кольцевых выступов и продольные каналы торцевого выступа. Технический результат заключается в обеспечении возможности оперативной закачки запланированных объемов жидкости в пласты скважины с разной приемистостью. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из неоднородных залежей. Способ разработки неоднородной нефтяной залежи включает бурение по любой из известных сеток вертикальных, горизонтальных и наклонных скважин. Определяют границы зон с различной проницаемостью. Уплотняют сетку скважин не более 4 га/скв. Закачивают вытесняющую жидкость в каждую зону через нагнетательные скважины и добывают продукцию пласта из каждой зоны через добывающие скважины. При этом зоны с различной проницаемостью делят на низкопроницаемые, средне-проницаемые и высокопроницаемые. Уплотнение сетки скважин производят только в низкопроницаемых зонах. При этом в высокопроницаемых зонах отношение нагнетательных и добывающих скважин выбирают не менее 1:5, среднепроницаемых - от 1:3 до 1:5, низкопроницаемых - от 1:1 до 1:3. После снижения дебита на одном из участков зон ниже рентабельного на этом участке производят гидроразрыв пласта. Затем определяют проницаемость на данном участке, относят его к соответствующей зоне и из этого определяют количество нагнетательных и добывающих скважин на данном участке. Техническим результатом является интенсификация отбора из низкопроницаемых зон и повышение коэффициента извлечения нефти. 1 пр., 1 ил.

Группа изобретений имеет отношение к способам повышения добычи тяжелой или вязкой сырой нефти из подземного коллектора и в вариантах его осуществления особенно имеет отношение к операциям холодной добычи из таких коллекторов. Обеспечивает повышение эффективности способов. Сущность решения: способ содержит нефтеносную коллекторную породу и имеет по меньшей мере одну эксплуатационную скважину и по меньшей мере одну нагнетательную скважину. Способ предусматривает проведение операций вторичной добычи с использованием вытесняющей жидкости, при этом добытая нефть имеет плотность в диапазоне ≤30° API, и способ включает в себя следующие операции: (a) избыточное нагнетание вытесняющей жидкости в коллекторную породу при отношении замещения пористости - VRR от 0.95 до 1.11 до тех пор, пока образованные флюиды не будут иметь отношение вода-нефть - WOR по меньшей мере 0.25; и (b) недостаточное нагнетание вытесняющей жидкости в коллекторную породу при VRR<0.95 до тех пор, пока образованные флюиды не будут иметь газовый фактор - GOR по меньшей мере в 2 раза больше, чем GOR при растворенном газе начальной нефти, добытой из скважины, причем во время нагнетания воды накопленное VRR поддерживают в диапазоне от 0.6 до 1.25. 3 н. и 45 з.п. ф-лы, 15 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, и может найти применение при разработке газонефтяных залежей с подошвенной водой. Обеспечивает повышение эффективности разработки газонефтяных залежей с подошвенной водой за счет более рационального использования энергии подошвенных вод и увеличения газо- и нефтеотдачи пласта. Сущность изобретения: способ разработки газонефтяных залежей с подошвенной водой включает первоочередную разработку газовой шапки газовыми скважинами и отбор, по крайней мере, части газа с последующей совместной разработкой газовой шапки и нефтяной оторочки путем вскрытия последней добывающими и нагнетательными скважинами, закачку вытесняющего агента в нефтяную часть залежи и отбор нефти. Согласно изобретению при начале отбора газа из газовой шапки осуществляют отбор и перепуск подошвенной воды в газовую шапку. Обеспечивают продвижение подошвенной воды вдоль газонефтяного контакта и обеспечивают создание барьера на газонефтяном контакте для сокращения перетока нефти в газовую шапку и внедрения подошвенной воды в нефтяную часть залежи. При этом регулируют объемы отбора газа и перепускаемой воды таким образом, что газонефтяной контакт поддерживают практически неподвижным. 5 з.п. ф-лы, 3 пр., 1 табл., 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке участков залежей нефти в карбонатных и терригенных коллекторах. Обеспечивает повышение охвата пласта вытеснением как по толщине, так и по площади, увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта и повышение темпов отбора нефти. Сущность изобретения: способ включает разбуривание залежи вертикальными и/или наклонно направленными нагнетательными скважинами и размещенными крестообразно со взаимно перпендикулярным расположением стволов горизонтальными добывающими скважинами, закачку рабочего агента через вертикальные и/или наклонно направленные нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие горизонтальные скважины. В двух нефтенасыщенных пропластках, совпадающих в структурном плане, горизонтальные стволы добывающих скважин выполняют длиной, более чем в 4 раза превышающей расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами так, что, пересекаясь, горизонтальные стволы образуют сетку. В центре каждой ячейки полученной сетки размещают от 1 до 2 вертикальных и/или наклонно направленных нагнетательных скважин. При этом один ряд параллельных горизонтальных стволов добывающих скважин проводят в одном из нефтенасыщенных пропластков, а другой ряд параллельных горизонтальных стволов добывающих скважин, расположенных перпендикулярно первому, проводят в другом нефтенасыщенном пропластке для создания возможности перпендикулярных фильтрационных потоков одного пропластка относительно другого. Расстояние между горизонтальными стволами в местах их пересечения в структурном плане выдерживают минимально 0,5 м, где предусматривают водонабухающие пакеры для отсечения мест прорыва рабочего агента. 3 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к системе закачки воды в пласт для вытеснения нефти и поддержания пластового давления. Обеспечивает возможность оптимизации давления в водоводах, снижения вероятности их порыва и сокращения материальные затрат на поддержание пластового давления. Сущность изобретения: система поддержания пластового давления включает насосы, водораспределительные устройства с расходомерами, регуляторы расхода, водоводы, соединяющие водораспределительные устройства с отводами, идущими к нагнетательным скважинам различной приемистости и сгруппированными по водоводам в соответствии с приемистостью и давлением закачки воды. Согласно изобретению водоводы, к которым подключены высокоприемистые и/или среднеприемистые нагнетательные скважины, соединяют с коллектором водораспределительного устройства через регулятор расхода пружинного типа, с входным калиброванным отверстием на подвижном элементе регулятора расхода, перекрывающим выходные каналы с возможностью поддержания требуемого расхода жидкости. Отводы высокоприемистых нагнетательных скважин, подключенные с отводами среднеприемистых нагнетательных скважин к одному водоводу, дополнительно оснащены аналогичными пружинными регуляторами расхода с входным калиброванным отверстием, обеспечивающим требуемый расход жидкости для соответствующей скважины с учетом взаимодействия с регулятором расхода, установленным на соответствующем водоводе. При этом выкидная линия насоса, соединяющая его с водораспределительным устройством, оснащена датчиком давления, а насос - частотно-регулируемым приводом, функционально связанным с датчиком давления. 1 табл., 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяных залежей, в границах которых встречаются мелкие изолированные литологически экранированные нефтенасыщенные линзы, вскрытые только одиночной скважиной эксплуатационного фонда. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи за счет изменения режимов отбора-закачки. Сущность изобретения: при разработке мелких отдельных нефтяных линз, вскрытых одиночной скважиной, производят чередование отбора пластовой жидкости и закачку вытесняющего агента. Закачку вытесняющего агента ведут при давлении, не превышающем давления разрыва пород, определяемого по геолого-физическим параметрам линзы, до снижения приемистости до 50% от первоначальной. Отбор жидкости осуществляют до падения дебита нефти на 20-60% от первоначального. При этом периоды закачки на начальном этапе ведут через равные промежутки времени, пока пластовое давление не достигнет первоначального. Периоды отбора на начальном этапе осуществляют также через равные промежутки времени, пока пластовое давление не снизится до 80-90% от давления насыщения. При этом начальный этап разработки считается завершенным при снижении первоначального дебита нефти во втором и последующих циклах отбора до 30-60% от первоначального дебита нефти в первом цикле. 1 пр., 5 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности , в частности к способам регулирования разработки нефтяных месторождений и может быть использовано для автоматизированного подбора режимов работы действующего фонда нагнетательных скважин системы заводнения нефтяного месторождения путем перераспределения объемов закачиваемого агента в пласт для увеличения добычи нефти через добывающие скважины. Обеспечивает снижение обводненности добывающих скважин и увеличение дебита нефти без дополнительных затрат на переоборудование скважин при минимально допустимом увеличении объемов закачки. Сущность изобретения: способ включает выделение участка месторождения с гидродинамически связанными скважинами, отбор продукции из добывающих скважин с анализом по дебиту, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины с определением контуров взаимовлияния скважин и корректировкой дебитов добывающих скважин. Согласно изобретению анализ по дебитам добывающих скважин и закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины проводят на основе выявленных взаимосвязей с соответствующими добывающими скважинами по их суммарному дебиту при реальной эксплуатации на выделенных участках с использованием исторических баз данных и текущих данных за время проведения оптимизационных работ с шагом 1-3 мес. Регулировкой дебитов из добывающих скважин производят изменение объемов и перераспределение закачки в нагнетательные скважины с учетом взаимовлияния соответствующих добывающих и нагнетательных скважин. При этом суммарный объем закачки изменяют не более чем на 10%. Остаточные запасы вырабатывают с использованием действующего фонда скважин с увеличением суммарного дебита добывающих скважин при снижении обводненности продукции или поддержании ее на текущем уровне. 3 ил.
Наверх