Способ регулирования разработки нефтяной залежи



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

 


Владельцы патента RU 2521245:

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

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.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам регулирования разработки нефтяной залежи, 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.

Известен способ разработки обводненного нефтяного месторождения в пласте монолитного строения (патент RU №2386798, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.04.2010 г.). Данный способ включает бурение скважин, контроль энергетического состояния каждой скважины, закачку воды в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин. Согласно изобретению рассчитывают значение пластового давления по каждой добывающей скважине, соответствующее планируемому отбору нефти по данной скважине, в соответствии с аналитической зависимостью. Затем определяют эффективный объем закачки воды, обеспечивающий вытеснение жидкости из рассчитываемой добывающей скважины в соответствии с аналитической зависимостью. Осуществляют закачку воды в каждую нагнетательную скважину в объеме, равном сумме эффективных объемов закачки, приходящихся на добывающие скважины, расположенные в зоне воздействия данной нагнетательной скважины. При этом останавливают или снижают интенсивность текущих отборов жидкости из добывающих скважин или компенсируют объем воды, накопленный при отборе нефти из добывающих скважин, равным объемом воды, закачиваемым в нагнетательные скважины.

Недостатком данного способа является то, что при распределении энергетического состояния каждой скважины отсутствует учет взаимовлияния соседних нагнетательных и добывающих скважин, входящих в систему разработки эксплуатационного объекта, и возможных гидродинамических связей между ними. Также нет учета проводимых на участке геолого-технологических мероприятий, изменяющих гидродинамические взаимовлияния между скважинами.

Наиболее близким является способ регулирования разработки нефтяной залежи (патент RU №2328592, МПК Е21В 43/16, опубл. 10.07.2008 г.). Способ включает отбор нефти из добывающих скважин, закачку воды в нагнетательные скважины, поддержание забойного давления у добывающих скважин выше давления насыщения нефти газом, а у нагнетательных скважин - ниже давления гидроразрыва пласта, замер технологических режимов работы скважин. Согласно изобретению с использованием геолого-технологической модели месторождения выполняют прогонку дебитов отбора жидкости, одинаковых по всем добывающим скважинам, от некоторого минимального дебита с фиксированным шагом прироста дебита по жидкости до достижения давления на забое добывающих скважин, равного давлению насыщения нефти газом. При достижении на забое какой-либо добывающей скважины давления насыщения нефти газом ее дебит по жидкости фиксируют и при дальнейшей прогонке не меняют. Затем на каждом шаге прогонки объем нагнетания воды для поддержания пластового давления в целом по объекту разработки принимают равным объему добываемой жидкости. Распределение по нагнетательным скважинам выполняют пропорционально приемистости скважин. По каждому шагу прогонки дебита по жидкости добывающих скважин определяют контуры участков взаимовлияния скважин каждого объекта разработки данного месторождения. Распределяют во времени дебит каждой скважины по нефти до достижения 100% обводнения скважин - достижения максимально возможного коэффициента извлечения нефти, чем реализуют оптимальное распределение дебитов добывающих и нагнетательных скважин на дату анализа.

Недостатком данного способа является то, что не учитываются проводимые на участке различные технические мероприятия по ремонту и обслуживанию системы ППД и добычи, изменяющие гидродинамические взаимовлияния между скважинами. Подбор оптимальных объемов закачки для нагнетательных скважин, проводится на участках с одинаковыми режимами добычи и нагнетания, что значительно снижает область применения, при этом для реализации способа требуется значительное увеличение объемов закачки, что требует дополнительных затрат для закачки дополнительных объемов.

Техническими задачами предполагаемого изобретения является расширение области применения для различных условий режимов работы нагнетательных и добывающих скважин, позволяет данный способ разработки, а также снижение материальных затрат, уменьшение обводненности добываемой продукции и повышение КИН, за счет подборов оптимальных режимов работы нагнетательных скважин, входящих в систему заводнения на всем месторождении или отдельно взятом участке с общим контролем добываемой продукции (нефти).

Технические задачи решаются способом регулирования разработки нефтяной залежи, включающим выделение участка месторождения с гидродинамически связанными скважинами, отбор продукции из добывающих скважин с анализом по суммарному дебиту, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины с определением контуров взаимовлияния скважин и корректировкой режимов закачки в нагнетательные без значительного увеличения объемов закачки с сохранением или увеличением дебитов добывающих скважин.

Новым является то, что анализ по дебитам добывающих скважин и закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины проводится 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, а регулировку дебитов из добывающих скважин производят изменением объемов и перераспределением закачки в нагнетательные скважины с учетом взаимовлияния соответствующих добывающих и нагнетательных скважин, причем суммарный объем закачки изменяют не более чем на 10%, при этом остаточные запасы вырабатывают с использованием действующего фонда скважин с увеличением суммарного дебита добывающих скважин при снижении обводненности продукции или поддержании ее на текущем уровне.

На фиг.1 (а, б) изображены добывающие скважины 1, 2, 3 и нагнетательные скважины 4, 5, 6, 7 со схематичным отображением линий тока между ними, на гистограммах отображены коэффициенты взаимовлияния этих скважин. На фиг.1 отображены два временных участка: (а) - до оптимизации, (б) - после оптимизации.

На фиг.2 отображен график по суммарному дебиту нефти на добывающих скважинах 1, 2, 3 (фиг.1) в результате различных оптимизационных мероприятий на нагнетательных скважинах 4, 5, 6, 7 (фиг.1), из-за которых удалось увеличить дебит нефти и снизить обводненность, график изменения которой отображен на фиг.3, не увеличивая объем нагнетаемой жидкости.

Способ разработки нефтяной залежи осуществлен с подбором оптимальных режимов работы действующего фонда нагнетательных скважин 4 (фиг.1), 5, 6, 7 за счет анализа системы заводнения как исторических данных по разработке месторождения, так и текущих за время проведения оптимизационных работ и оценки эффективности полученных режимов работы этих нагнетательных скважин. В результате автоматизированно подбирают оптимальные по дебитам нефти возможные способы режимов закачки нагнетательных скважин 4, 5, 6, 7 и объемы закачки рабочего агента, позволяющие за счет перераспределения потоков движения жидкости в пласте снижать или поддерживать на текущем уровне обводненность (фиг.3) добываемой продукции и увеличивать дебит нефти (фиг.2) в целом по залежи или отдельно взятому участку. При этом суммарный объем закачки остается практически неизменным (увеличивается или уменьшается не более чем на 10%). Для подбора оптимальных способов режимов закачки первоначально собирается воедино необходимая информация из имеющихся в распоряжении баз данных: режимы работы скважин 1-7, объемы добычи и закачки по скважинам 1-7. На основании собранной информации производятся расчеты зависимостей объемов дебита добывающих скважин 1-3 от режимов работы нагнетательных скважин 4-7, определяют коэффициенты взаимовлияния. Для детального анализа на последнем временном отрезке необходимо минимизировать шаг изменения изучаемых параметров. Для этого в зависимости от объема информации и требуемой точности анализируют последнее время истории разработки (от года до 20 лет) с минимально допустимым шагом 1-3 месяца. По результатам расчетов зависимостей выявляют динамические связи между нагнетательными 4-7 и реагирующими добывающими 1-3 скважинами. Изменяя режимы нагнетания, автоматизировано подбираются оптимальные объемы закачки для нагнетательных скважин, при которых соблюдаются заданные условия. В качестве заданных условий в данном случае может быть снижение или поддержание на текущем уровне суммарной обводненности добываемой продукции и/или увеличение добычи нефти. Положительный эффект проведения предлагаемых мероприятий достигается за счет перераспределения потоков движения жидкости внутри залежи и выработки остаточных запасов нефти.

Пример конкретного выполнения данного способа разработки нефтяной залежи на участке Березовской площади Ромашкинского месторождения.

На фиг.1 (а, б) отображена схема заводнения выбранного участка месторождения, на котором применен найденный оптимальный способ в результате анализа исторических данных в системе добычи и нагнетания и нахождения взаимосвязей между скважинами 1-7. Для получения оптимальных режимов закачки на нагнетательных скважинах необходимо произвести ряд технических и вычислительных мероприятий. Выбрали участок залежи, на котором до оптимизации на добывающие скважины 1, 2, 3 имели влияние нагнетательные 5, 6, 7 с объемом закачки 5000 м3 в месяц. Для того, чтобы увеличить суммарный дебит нефти по скважинам 1, 2 и 3 (было 65 т в сутки) и при этом не увеличивать обводненность с 63% на этом участке, был проведен анализ взаимовлияния скважин за 12 лет с шагом один месяц (с 01.01.2000 г. по 01.01.2012 г.), в результате определены коэффициенты взаимовлияния между каждыми скважинами 1-3 и 4-7 (режимы работы скважин 1-7, объемы добычи и закачки по скважинам 1-7) и подобраны оптимально возможные способы режимов закачки на нагнетательных скважинах 4-7. Коэффициенты взаимовлияния скважин 1-3 и 4-7 определяются известными методами («Расчет коэффициентов взаимовлияния скважин методом сеток», автор А.С. Лисин) из первоначально собранной воедино необходимой информации с имеющихся в распоряжении баз данных: режимы работы скважин 1-7, объемы добычи и закачки по скважинам 1-7 с учетом существующей адаптированной по истории разработки и давлениям геолого-гидродинамической модели нефтяной залежи (время реагирования, забойные и пластовые давления, компенсация добычи закачкой). Исходя из вышесказанного, для данного участка определено время реагирования как технически, так и расчетными гидродинамическими методами, и оно составляет от 30 до 90 дней. На основании собранной информации производят расчеты зависимостей объемов дебита добывающих скважин от режимов работы нагнетательных скважин с учетом коэффициентов взаимовлияния для подбора оптимальных способов режимов закачки в скважины 4-7.

Перед проведением изменений режимов закачки на скважинах 4, 5, 6, 7 оптимизированные варианты работы нагнетательных скважин прошли апробацию в прогнозных расчетах геолого-гидродинамической модели. В результате гидродинамических расчетов осуществляется контроль качества предлагаемых мероприятий, оценивается экономическая эффективность. Также обновленная информация по результатам гидродинамического моделирования может быть использована в качестве входных данных для уточнения оптимизационных расчетов.

На графиках отображены суммарный дебит (фиг.2) добываемой продукции и ее суммарная обводненность (фиг.3), где изображены кривые I, II, III и IV - соответствующие изменения суммарных дебитов (фиг.2) и обводненности продукции (фиг.3) для различных режимов добычи из скважин 1-3 и нагнетания в скважины 4-7 вытесняющего агента (воды). III - это кривая изменения дебита (фиг.2) и обводненности продукции (фиг.3) при освоении этого участка без изменения режимов закачки в скважины 4-7 (фиг.1); II - это расчетная кривая изменения дебита (фиг.2) и обводненности продукции (фиг.3) при освоении выбранного участка с изменением режимов закачки в скважины 4-7 (фиг.1) по наиболее близкому аналогу; I - это график изменения дебита (фиг.2) и обводненности продукции (фиг.3) при освоении участка с увеличением суммарных объемов закачки на 25% в скважины 4-7 (фиг.1) с учетом коэффициентов взаимовлияния; IV - это график изменения дебита (фиг.2) и обводненности продукции (фиг.3) при освоении участка без практического изменения суммарных объемов (не более чем на 10%) закачки, а только их перераспределением в скважины 4-7 (фиг.1) с учетом коэффициентов взаимовлияния.

На фиг.2 отображены суммарные дебиты нефти по участку при разных оптимизационных способах закачки за четыре месяца с прогнозами на последующие два месяца. Если не придерживаться этих оптимальных способов, то дебит нефти будет снижаться (кривая III) и в течение 3 последующих месяцев упадет с 64 до 56 т/сут, с выбранным первым способом дебит нефти (кривая I) будет поддерживаться на уровне 71 т/сут. При использовании способа оптимизации, описанного в наиболее близком аналоге, дебит сначала вырастет, а потом будет снижаться с 71 до 65 т/сут. Изменения суммарного дебита нефти по участку отображает кривая IV, после проведения оптимизационных работ на нагнетательных скважинах дебит увеличился с 64 до 72 т/сут при меньших затратах на нагнетание, чем при первом варианте оптимизации (см. I на фиг.2). На фиг.3 при выборе оптимально подобранных режимов нагнетания (кривые I, II), напротив, обводненность будет падать (кривая I) с 61 до 59%, а не расти (кривая III) с 61 до 63%, если не придерживаться оптимальных способов. Кривая IV отображает уменьшение обводненности с 62 до 58,5% при выборе оптимизационного режима (кривая I на фиг.2 и 3) работы нагнетательных скважин 4, 5, 6, 7 (фиг.1).

По найденному оптимальному режиму (см. кривую IV на фиг.2 и 3) на участке (фиг.1 (б)) для увеличения дебита нефти был изменен объем закачки на скважинах 5, 6, 7. На скважине 5 объем закачки уменьшен с 1400 до 1000 м3/мес, Объем закачки на скважине 6 остался без изменений на уровне 2000 м3/мес, а на скважине 7 увеличена закачка с 1600 до 2000 м3/мес, и включена ранее выведенная в циклическое отключение скважина 4 с объемом закачки 600 м3/мес. При этом общий суммарный объем закачиваемой и добываемой жидкости остается в пределах заданных норм: 5000 - 5500 м3/мес.

В результате реальный суммарный дебит нефти по участку (см. кривую IV на фиг.2) после проведения увеличился с 64 до 72 т/сут, суммарная обводненность (см. кривую IV на фиг.3) уменьшилась с 61 до 59%, что практически соответствует расчетным данным.

Количество нагнетательных и добывающих скважин может быть различным. Оно определяется взаимовлиянием нагнетательных и добывающих скважин. Анализ изменений взаимовлияний ситуаций для участка с большим количеством проводится в автоматическом режиме с помощью вычислительных средств.

Предлагаемый способ по сути является физическим методом увеличения нефтеизвлечения и позволяет снизить на 5-7% обводненность добывающих скважин, а дебит нефти скважины увеличить на 5-10% без дополнительных затрат на переоборудование скважин и увеличение объемов закачки. При этом использование способа регулирования разработки нефтяной залежи эффективно и на участках с различными условиями эксплуатации.

Способ регулирования разработки нефтяной залежи, включающий 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, отличающийся тем, что 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, а регулировкой дебитов из добывающих скважин производят изменение объемов и перераспределение закачки в нагнетательные скважины с учетом взаимовлияния соответствующих добывающих и нагнетательных скважин, причем суммарный объем закачки изменяют не более чем на 10%, при этом остаточные запасы вырабатывают с использованием действующего фонда скважин с увеличением суммарного дебита добывающих скважин при снижении обводненности продукции или поддержании ее на текущем уровне.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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.

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.

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.

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.

Изобретение относится к оборудованию для эксплуатации нефтедобывающих скважин и может быть применено для одновременно-раздельной и поочередной закачки жидкости в два пласта одной скважины.

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).

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.

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти вертикальными, горизонтальными и многозабойными скважинами с применением методов вытеснения нефти из пласта закачкой теплоносителя и водогазовой смеси. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи, снижение вязкости нефти и увеличение коэффициента охвата. Сущность изобретения: способ включает бурение или выбор уже пробуренных добывающих и нагнетательных скважин на участке нефтяной залежи, бурение боковых горизонтальных стволов или горизонтальных нагнетательных скважин, закачку водогазовой смеси, состоящей из воды и попутного нефтяного газа, через вертикальные нагнетательные скважины, горячей воды через горизонтальные нагнетательные скважины или через боковые горизонтальные стволы и отбор продукции через добывающие скважины. Согласно изобретению по данным бурения вертикальных скважин предварительно проводят расчеты оптимальных параметров закачки на тепловой гидродинамической модели. Горизонтальные нагнетательные скважины либо боковые горизонтальные стволы бурят параллельно стволам многозабойных или горизонтальных добывающих скважин с расстоянием между стволами не менее 150 м. Горизонтальные нагнетательные скважины или боковые горизонтальные стволы оборудуют забойными нагревателями и ведут закачку горячей воды с температурой не менее 95°C на устье и под давлением закачки (0,45-0,85)·Pг, где Pг - вертикальное горное давление пород. В каждую вертикальную нагнетательную скважину ведут закачку водогазовой смеси с расходом Qг=Vг/N+Qв, м3/сут, где Vг - объем добываемого попутного нефтяного газа с участка в сутки, м3; N - число вертикальных нагнетательных скважин; Qв - расход закачиваемой воды в вертикальные нагнетательные скважины, обеспечивающий 100%-ную текущую компенсацию отбора закачкой на участке, м3/сут. 1 з.п. ф-лы, 2 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке мелких нефтяных залежей, находящихся на стадии поиска и разведки. Обеспечивает повышение охвата пласта, темпов отбора и коэффициента нефтеизвлечения при разработке мелких нефтяных залежей, находящихся на стадии поиска и разведки. Сущность изобретения: способ включает бурение разведочных скважин, проведение исследований, уточнение размеров залежи, пробную эксплуатацию залежи и создание геолого-гидродинамической модели, дополнительное разбуривание залежи, отбор нефти через добывающие скважины и нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины. Согласно изобретению при бурении разведочных скважин бурят вертикальные поисковую, разведочную и эксплуатационную скважины, конструкции которых позволяют переводить скважины под нагнетание рабочего агента. Условные линии, проведенные через разведочную и поисковую скважину и через поисковую и эксплуатационную скважину, составляют угол от 30° до 180° для обеспечения максимального охвата залежи упомянутыми скважинами. На основе полученных данных бурения трех скважин строят уточненную геолого-гидродинамическую модель, по которой определяют длину, параметры работы горизонтальных эксплуатационных скважин и их количество с учетом отбора одной горизонтальной скважиной не менее 25000 т извлекаемых запасов нефти. Осуществляют бурение горизонтальных эксплуатационных скважин. Причем горизонтальные стволы эксплуатационных скважин размещают параллельно друг другу под углом от 45° до 90° к большей оси залежи, под углом от 30° до 60° к направлению преимущественной трещиноватости и на равном расстоянии от вертикальных скважин. После отработки на нефть в период пробной эксплуатации вертикальные скважины переводят под нагнетание рабочего агента в период промышленной разработки после бурения горизонтальных эксплуатационных скважин. 1 з.п. ф-лы, 3 пр., 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки трещиноватых коллекторов. Обеспечивает повышение нефтеотдачи и эффективности разработки трещиноватых коллекторов за счет более рационального размещения добывающих скважин. Сущность изобретения: способ включает определение трещиноватости или линий разуплотнения залежи, строительство добывающих и нагнетательных скважин с учетом трещиноватости залежи, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Согласно изобретению выбирают участок залежи с нефтенасыщенными толщинами более 10 м, предотвращающими быстрое обводнение добываемой нефти подошвенной водой. Определяют расположение узлов разуплотнений - пересечений линий разуплотнений. Добывающие скважины бурят по неравномерной сетке в виде вертикальных скважин с попаданием в узлы разуплотнений или в виде боковых, или боковых горизонтальных стволов с пересечением близлежащих линий разуплотнений, сообщаемых с узлами разуплотнений. Нагнетательные горизонтальные скважины располагают в уплотненных карбонатных коллекторах, между несколькими узлами разуплотнений перпендикулярно преобладающему направлению трещиноватости залежи. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к области разработки трещиноватых коллекторов. Обеспечивает повышение нефтеотдачи и эффективности разработки залежей нефти в карбонатных трещиноватых коллекторах за счет более рационального размещения добывающих скважин. Сущность изобретения: способ включает определение трещиноватости или линий разуплотнения залежи, строительство добывающих и нагнетательных скважин с учетом трещиноватости залежи, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Согласно изобретению выбирают участок залежи для разработки с нефтенасыщенными толщинами более 10 м, предотвращающими быстрое обводнение добываемой нефти. Определяют расположение узлов разуплотнений - пересечений линий разуплотнений. Добывающие вертикальные скважины бурят по неравномерной сетке с попаданием в узлы разуплотнений, а нагнетательные скважины располагают в уплотненных карбонатных коллекторах с минимальной и средней трещиноватостью между несколькими узлами разуплотнений примерно на равном расстоянии от них. 1 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки низкопроницаемой нефтяной залежи. Способ включает бурение параллельно расположенных добывающих и нагнетательных горизонтальных скважин с последующим проведением на них многократного гидравлического разрыва пласта, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. При этом предусматривают бурение не менее одной добывающей и одной нагнетательной горизонтальных скважин в пластах с проницаемостью не более 2 мД и расстоянием между горизонтальными стволами скважин не менее 50 м. Добывающие скважины располагают в максимальных нефтенасыщенных толщинах. Угол между максимальным главным напряжением пласта и направлением горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин составляет от 30° до 60°. Количество N ступеней многократного гидравлического разрыва пласта выбирают исходя из условия N=1+L/100, где L - длина горизонтального ствола скважины, и округляют до большего целого числа. Общее количество горизонтальных скважин бурят в количестве, из расчета, чтобы удельные начальные геологические запасы нефти на одну горизонтальную скважину составляли не менее 50 тыс.т. Технический результат заключается в повышении коэффициента нефтеизвлечения. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи преимущественно гидрофобного трещинно-порового коллектора. Обеспечивает повышение коэффициента нефтеизвлечения продуктивного пласта и снижает скорость обводнения продукции добывающих скважин. Сущность изобретения: способ включает бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие. Согласно изобретению на начальном этапе ведут закачку воды. После обводнения одной из добывающих скважин закачиваемой водой до 95% определяют нагнетательную скважину, от которой произошел прорыв воды. В закачиваемую данной нагнетательной скважиной воду добавляют пепел, представляющий из себя остатки от сжигания твердого топлива, с размерами частиц не более 70 мкм и с концентрацией не более 50 мг/л. При снижении обводненности добывающей скважины на 25% или более переходят на закачку воды без пепла. Циклы проводят со всеми обводняющимися скважинами и повторяют до тех пор, пока обводненность после закачки воды с пеплом не будет уменьшаться ниже 95%. 1 табл., 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи горизонтальными скважинами. Обеспечивает повышение коэффициента нефтеизвлечения продуктивного пласта и снижает скорость обводнения продукции добывающих скважин. Сущность изобретения: способ включает бурение и обустройство перпендикулярно расположенных добывающих и нагнетательных горизонтальных скважин, пересекающихся в структурном плане, расположение горизонтальных стволов нагнетательных скважин ниже в структурном плане, чем горизонтальных стволов добывающих скважин, перфорацию скважин в продуктивной части с различной плотностью, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие. Согласно изобретению, горизонтальные стволы располагают параллельно длине и ширине залежи. При этом вход в продуктивный пласт стволов добывающих скважин размещают вдоль одной стороны залежи, а вход стволов нагнетательных скважин - вдоль другой, перпендикулярной первой. Плотность перфорационных отверстий на каждом из участков горизонтальных стволов, образованных пересечением в структурном плане добывающих и нагнетательных скважин, выполняют минимальной в местах пересечения и увеличивают к центру каждого участка. На начальном этапе разработки ведут закачку пресной воды или воды с концентрацией твердых взвешенных частиц не менее 50 мг/л до снижения обводненности скважин. После этого переходят на закачку пластовой или сточной воды. Плотность перфорации в местах пересечения увеличивают к центру каждого участка исходя из аналитического соотношения, учитывающего коэффициенты гидродинамического совершенства скважины по характеру вскрытия вдоль горизонтального ствола скважины, расстояние от перфорированного интервала до горизонтального ствола соседней скважины проницаемость пласта в соответствующем интервале перфорации. 1 табл., 2 пр., 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с применением методов вытеснения нефти из пласта закачкой газа и воды. Обеспечивает повышение нефтеотдачи нефтяной залежи, снижение вязкости нефти и увеличение коэффициента вытеснения. Сущность изобретения: способ включает бурение или выбор уже пробуренных добывающих и нагнетательных скважин на участке нефтяной залежи, закачку воды и попутного нефтяного газа в нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. Согласно изобретению по данным бурения вертикальных скважин предварительно проводят расчеты оптимальных параметров закачки воды и газа на композиционной гидродинамической модели. Закачку ведут в циклическом режиме, состоящем из трех этапов. На первом этапе добывающие скважины останавливают, закачивают газ в объеме, который был отобран за время работы добывающих скважин. На втором этапе при также остановленных добывающих скважинах ведут закачку воды до повышения давления закачки не менее чем в 2 раза по сравнению с первоначальным. При этом первоначальное давление закачки поддерживают в пределах Рз=(0,45…0,55)·Рг, где Рг - вертикальное горное давление пород. После этого переходят к третьему этапу. Закачку прекращают, добывающие скважины пускают в работу. Попутный нефтяной газ собирают в резервуары для последующего его использования в первом этапе. При снижении пластового давления на более чем 20% от первоначального цикл повторяют. При этом на первом этапе приемистость закачиваемого газа qг в каждую нагнетательную скважину определяют по аналитическому выражению. В залежах с вязкостью нефти в пластовых условиях более чем 50 мПа·с на втором этапе закачивают воду с температурой на забое не менее чем 90°C. В добывающие скважины на первом и втором этапах, так же как и в нагнетательные скважины, закачивают соответственно газ и воду. 2 з.п. ф-лы, 3 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации скважины. Способ включает закачку рабочего агента по длинной колонне с пакером в нижний объект и отбор пластовой жидкости по короткой колонне из верхнего объекта. Длинную колонну располагают вблизи стенки скважины напротив короткой колонны ориентацией на устье и применением параллельного якоря. Часть длинной колонны ниже параллельного якоря выполняют из труб из теплоизоляционного материала диаметром большим, чем диаметр труб выше параллельного якоря, в 1,25-1,52 раза. На конце длинной колонны устанавливают осевой пакер. Проводят натяжение длинной колонны до ее прилегания к стенке скважины. Короткую колонну используют диаметром в 1,25 раза большим, чем диаметр длинной колонны выше параллельного якоря, и устанавливают в параллельном якоре. Закачку рабочего агента по длинной колонне и отбор пластовой жидкости по короткой колонне можно выполнять в периодическом режиме. Технический результат заключается в повышении эффективности одновременно-раздельной эксплуатации скважины за счет предотвращения накопления отложений в короткой колонне труб. 1 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам регулирования разработки нефтяной залежи, и может быть использовано для автоматизированного подбора режимов работы действующего фонда нагнетательных и добывающих скважин системы заводнения нефтяного месторождения. Обеспечивает расширение области применения изобретения для различных условий и режимов работы нагнетательных и добывающих скважин, а также снижение материальных затрат, уменьшение обводненности добываемой продукции и повышение коэффициента извлечения нефти. 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 нагнетательных скважин с соответствующими добывающими скважинами по их суммарному дебиту при реальной эксплуатации на выделенных участках с использованием исторических баз данных от года до 20 лет с шагом 1-3 мес и текущих данных за время проведения оптимизационных работ. Регулировку дебитов из добывающих скважин производят изменением объемов и перераспределением закачки в нагнетательные скважины с учетом взаимовлияния соответствующих добывающих и нагнетательных скважин. При этом суммарный объем закачки изменяют не более чем на 10%. Регулирование режимов отбора из добывающих скважин включает повышение отбора продукции из скважин с сохраняющейся или незначительно повышающейся обводненностью и снижение отбора вплоть до полного отключения из скважин с быстро обводняющейся продукцией. При этом остаточные запасы вырабатывают с использованием действующего фонда скважин с увеличением суммарного дебита и снижением общей обводненности продукции, а потоки движения жидкости перераспределяют до выработки остаточных запасов нефти. 4 ил.
Наверх