Способ разработки мелких нефтяных залежей



Способ разработки мелких нефтяных залежей
Способ разработки мелких нефтяных залежей

 


Владельцы патента RU 2524703:

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

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 и может найти применение при разработке мелких нефтяных залежей, находящихся на стадии поиска и разведки.

Известен способ разработки мелких залежей и отдельных линз нефтяного месторождения, в котором проводят бурение вертикальных и горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, бурение нагнетательных горизонтальных скважин параллельно контуру нефтеносности и/или линиям замещения коллектора и не менее 70 метров внутрь залежи от указанных линий в плане. Забой предыдущей скважины и точку входа в пласт последующей скважины размещают на расстоянии друг от друга не менее 50 м. Горизонтальный ствол бурят длиной не менее 2 расстояний утвержденной сетки скважин. Отбирают продукцию через добывающие скважины. Закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины. При снижении пластового давления ниже значений 80% от начального и/или при обводнении горизонтальных скважин, запущенных под добычу, более 90% переводят их под нагнетание, вытесняя нефть к центру залежи и от зон замещения на неколлектор в зону развития коллекторов (Патент РФ №2447271, опубл. 10.04.2012).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки мелких малопродуктивных нефтяных месторождений, на которых были пробурены разведочные скважины, включающий бурение добывающих скважин, отбор нефти из добывающих скважин и индивидуальную закачку воды в нагнетательные скважины для поддержания давления в нефтяных пластах, вытеснения нефти в сторону добывающих скважин. Перед бурением добывающих скважин на карту нефтяных площадей с пробуренными разведочными скважинами накладывают базовую равномерную квадратную сетку размещения скважин, после чего по базовой сетке бурят скважины вблизи существующих разведочных скважин, проводят гидродинамические исследования пробуренных скважин и, если подтверждена продуктивность нефтяных пластов, осуществляют рациональное объединение пластов в эксплуатационные объекты из условия увеличения среднего дебита скважин, бурят следующие скважины тоже по базовой равномерной квадратной сетке до образования из пробуренных и гидродинамически исследованных скважин автономно работающих ячеек скважин с выделением в них нагнетательных скважин, при этом производительность индивидуальной закачки воды в нагнетательные скважины в этих ячейках определяют по производительности окружающих добывающих скважин (Патент РФ №2342521, опубл. 27.12.2008 - прототип).

Недостатком известных способов является невысокая нефтеотдача.

В предложенном изобретении решается задача повышения охвата пласта, темпов отбора и коэффициента нефтеизвлечения (КИН) при разработке мелких нефтяных залежей, находящихся на стадии поиска и разведки.

Задача решается тем, что в способе разработки мелких нефтяных залежей, включающем 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 закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, согласно изобретению при бурении разведочных скважин бурят вертикальные поисковую, разведочную и эксплуатационную скважины, конструкции которых позволяют переводить скважины под закачку рабочего агента, а условные линии, проведенные через разведочную и поисковую скважину и через поисковую и эксплуатационную скважину составляют угол от 30° до 180°, на основе полученных данных бурения трех скважин строят уточненную геолого-гидродинамическую модель, по которой определяют оптимальное количество, длину и параметры работы горизонтальных эксплуатационных скважин и осуществляют их бурение, причем горизонтальные стволы эксплуатационных скважин размещают параллельно друг другу под углом от 45° до 90° к большей оси залежи и под углом от 30° до 60° к направлению преимущественной трещиноватости, по меньшей мере одну горизонтальную скважину размещают между вертикальными скважинами, после отработки на нефть в период пробной эксплуатации вертикальные скважины переводят под нагнетание рабочего агента в период промышленной разработки после бурения горизонтальных эксплуатационных скважин.

При проницаемости пласта менее 50 мД перед переводом вертикальных скважин под закачку рабочего агента проводят в них кислотный или проппантный гидроразрыв пласта.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу нефтяной залежи, находящейся на стадии поиска или разведки, существенное влияние оказывает темп ввода запасов в разработку и охват залежи, который определяется рациональным расположением, конфигурацией и количеством эксплуатационных скважин. 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, 2 представлено схематическое изображение залежи в плане с размещением скважин. Обозначения: 1 - поисковая вертикальная скважина, 2 - разведочная вертикальная скважина, 3 - эксплуатационная вертикальная скважина, 4-6 - горизонтальные добывающие скважины, Sтр - направление преимущественной трещиноватости, α - угол между направлением горизонтальных стволов и большей осью залежи, β - угол между направлением горизонтальных стволов и направлением преимущественной трещиноватости, γ - угол между условными линиями, проведенными через поисковую скважину 1 и разведочную 2 и через поисковую 1 и эксплуатационную 3, L - расстояние между вертикальными скважинами 1-3, N - направление на север. Способ реализуют следующим образом.

На предполагаемом участке выделяют структуру, нефтеносность которой подтверждает пробуренная поисковая скважина 1 (фиг.1). После бурения поисковой скважины 1 и проведения 2Д или 3Д-сейсмических исследований структуру залежи уточняют. Определяют преимущественное направление трещиноватости Sтр по данным сейсмических исследований. Проводят оценку запасов, строят геолого-гидродинамическую модель и составляют проект пробной эксплуатации, в котором закладывают одну вертикальную разведочную скважину 2 и одну вертикальную эксплуатационную 3 в предполагаемые зоны максимальных структур, с учетом того, что условные линии, проведенные через разведочную скважину 2 и поисковую 1 и через поисковую 1 и эксплуатационную 3, составляют угол у от 30° до 180°. Расчеты показали, что при таких значениях угла у охват залежи получается максимальным, что позволяет затем оптимально размещать эксплуатационные горизонтальные скважины. Также согласно расчетам пробуренные три вертикальные скважины являются необходимым и достаточным условием для проектирования технологической схемы разработки мелких месторождений.

После бурения скважин 2 и 3 по редкой сетке с расстоянием между скважинами L на основе полученных данных вновь уточняют геологическое строение залежи, нефтеносность, геолого-гидродинамическую модель и составляют технологическую схему разработки.

В технологической схеме разбуривание залежи предусматривают с помощью горизонтальных скважин. Причем горизонтальные стволы эксплуатационных скважин размещают параллельно друг другу под углом а от 45° до 90° к большей оси залежи и под углом β от 30° до 60° к направлению преимущественной трещиноватости Sтр. По меньшей мере одну скважину 5 размещают между вертикальными скважинами 1-3. Диапазон значений углов α и β выбран согласно расчетам, как наиболее оптимальных: при таких значениях угла α обеспечивается больший охват залежи и меньшие риски при бурении, а угла β - наиболее оптимальный процесс вытеснения нефти рабочим агентом.

По уточненной геолого-гидродинамической модели определяют на основе расчета множества различных вариантов разработки оптимальное количество, длину и параметры работы горизонтальных эксплуатационных скважин. По экономическим соображениям исходя из стоимости нефти на рынке на дату проведения расчетов бурение горизонтальных скважин больше определенного количества может быть экономически не целесообразно. Главным критерием здесь выступают удельные извлекаемые запасы нефти на одну горизонтальную скважину. Например, согласно уточненной геологической модели извлекаемые запасы нефти залежи составили 80 тыс.т. Экономическими расчетами установлено, что для окупаемости одной горизонтальной скважины с длиной горизонтального ствола 300 м, необходимо наличие удельных извлекаемых запасов нефти не менее 25 тыс. т/скв. и начальный дебит по нефти не менее 10 т/сут. Таким образом, в данном случае бурение более трех горизонтальных скважин 4-6 экономически нецелесообразно. Причем согласно уточненной гидродинамической модели при размещении горизонтальных скважин по критериям углов α, β, γ, оптимальная длина горизонтальных стволов скважин составит 250-300 м и начальный дебит по нефти 10-15 т/сут при забойном давлении 1,1 от давления насыщения нефти газом.

Возможен вариант, когда все три вертикальные скважины 1-3 будут расположены на одной прямой (фиг.2). По уточненной геолого-гидродинамической модели также определяют оптимальное количество, длину и параметры работы горизонтальных эксплуатационных скважин. Например, расчеты показали, что оптимальное количество горизонтальных скважин - две (4, 5).

После проектирования осуществляют бурение горизонтальных эксплуатационных скважин 4-6 (фиг.1). На горизонтальных стволах устанавливают водонабухающие пакеры. Количество пакеров вдоль ствола и расстояние между ними определяют исходя из проведенного после бурения стандартного комплекса геофизических исследований, где оценивают проницаемость коллектора. Пакеры устанавливают в местах изменения проницаемости коллектора в более чем два раза. В вертикальных скважинах 1-3 проводят кислотный или проппантный гидроразрыв пласта при проницаемости матрицы пласта менее 50 мД, что приводит к снижению скин-фактора, затем переводят их под закачку рабочего агента с параметрами работы, определенными также по гидродинамической модели в проекте. Значение 50 мД определено расчетным путем. При проницаемости менее 50 мД не обеспечивается необходимая приемистость нагнетательных скважин, необходимо ее увеличение посредствам увеличения проницаемости призабойной зоны пласта.

Разработку скважинами 1-6 ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.

Результатом внедрения данного способа является повышение степени нефтеизвлечения и темпов отбора нефти.

Примеры конкретного выполнения способа

Пример 1. На лицензионном участке Яуркинского месторождения была выделена Западно-Иргизская структура. Поисковая скважина 1 (фиг.2) подтвердила нефтеносность. После бурения поисковой скважины 1 и проведения ЗД-сейсмических исследований структура залежи была уточнена. Было определено преимущественное направление трещиноватости Sтр: северо-восточное. Проводят оценку запасов, строят геолого-гидродинамическую модель и составляют проект пробной эксплуатации, в котором закладывают одну вертикальную разведочную скважину 2 и одну вертикальную эксплуатационную 3 в предполагаемые зоны максимальных структур, с учетом того, что условные линии, проведенные через разведочную скважину 2 и поисковую 1 и через поисковую 1 и эксплуатационную 3, составляют угол γ от 30° до 180°, в данном случае получили угол γ=60°. После бурения скважин 2 и 3 с расстоянием между скважинами L=600 м на основе полученных данных вновь уточняют геологическое строение залежи, нефтеносность, геолого-гидродинамическую модель и составляют технологическую схему разработки.

В технологической схеме разбуривание залежи проектируют с помощью горизонтальных скважин. По уточненной модели определили на основе расчета множества различных вариантов разработки с учетом окупаемости бурения, оптимальное количество скважин - три, длину горизонтальных стволов - от 500 до 700 м и параметры работы горизонтальных эксплуатационных скважин - забойное давление на уровне 1,1 от давления насыщения нефти газом. На рассматриваемой залежи согласно уточненной геолого-гидродинамической модели извлекаемые запасы нефти на одну горизонтальную скважину составили 170 тыс.т при коэффициенте нефтеизвлечения 0,3.

Горизонтальные стволы эксплуатационных скважин 4-6 размещают параллельно друг другу под углом α=60° к большей оси залежи и под углом от β=40° к направлению преимущественной трещиноватости Sтр, ствол скважины 5 располагают между вертикальными скважинами 1-3.

За 3 года эксплуатации трех вертикальных скважин 1-3 было отобрано всего 15 тыс.т. нефти. Далее осуществляют бурение запроектированных горизонтальных эксплуатационных скважин 4-6. На горизонтальных стволах устанавливают водонабухающие пакеры через каждые 100-200 м. На данных расстояниях проницаемость коллектора по данным результатов геофизических исследований меняется в несколько раз. В вертикальных скважинах 1,2 проводят кислотный гидроразрывы пласта, в скважине 3 - проппантный гидроразрыв, что приводит к снижению скин-фактора до 2, затем переводят их под закачку пластовой воды с давлением закачки 0,7 от вертикального горного давления и с компенсацией отбора закачкой 100%. Горизонтальные добывающие скважины 4-6 пускают в работу с забойным давлением 1,1 от давления насыщения нефти газом.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Условные линии, проведенные через разведочную скважину 2 и поисковую 1 и через поисковую 1 и эксплуатационную 3, составили угол γ=30°. Горизонтальные стволы эксплуатационных скважин 4-6 размещают под углом α=90° к большей оси залежи и под углом β=30° к направлению преимущественной трещиноватости Sтр.

Пример 3. Выполняют как пример 1 или 2. Условные линии, проведенные через разведочную скважину 2 и поисковую 1 и через поисковую 1 и эксплуатационную 3, составили угол γ=180°. Горизонтальные стволы эксплуатационных скважин 4-6 размещают под углом α=45° к большей оси залежи и под углом β=60° к направлению преимущественной трещиноватости Sтр.

В результате разработки предлагаемым способом за время разработки 29 лет, которое ограничили 98% обводненностью залежи или минимально рентабельным дебитом одной скважины 0,5 т/сут., с участка было отобрано 601 тыс.т нефти, КИН составил 0,340. При разработке участка согласно прототипу на залежи бурится 16 вертикальных скважин, накопленный отбор нефти за время разработки 43 года составляет 514 тыс. т, КИН - 0,290. Таким образом, прирост КИН составляет 0,050.

Применение предложенного способа позволит повысить темпы отбора нефти и коэффициент нефтеизвлечения залежи.

1. Способ разработки мелких нефтяных залежей, включающий 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, отличающийся тем, что при бурении разведочных скважин бурят вертикальные поисковую, разведочную и эксплуатационную скважины, конструкции которых позволяют переводить скважины под нагнетание рабочего агента, а 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.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при проницаемости матрицы залежи менее 50 мД перед переводом вертикальных скважин под нагнетание рабочего агента проводят в них кислотный или проппантный гидроразрыв пласта.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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, 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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки залежей нефти. Способ включает бурение добывающих и нагнетательных скважин, создание элементов с нагнетательной скважиной в центре и добывающими вокруг, либо подбор таких уже пробуренных скважин, определение первоначального направления максимального главного напряжения пласта δmax1, проведение гидравлического разрыва пласта в добывающих скважинах, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие. При этом сначала проводят гидравлический разрыв пласта в тех скважинах, где фронт вытеснения от нагнетательной скважины будет параллелен направлениям трещин гидравлического разрыва, получая трещины параллельно δmax1. Ведут закачку воды в нагнетательные скважины с температурой, равной текущей температуре пласта t, и отбор продукции через добывающие скважины. В ближайший зимний период закачиваемую воду охлаждают до температуры (0,5-0,7)t и закачивают в объеме, пока в оставшихся скважинах без ГРП не будет зафиксирован приход холодной воды, определяют изменение максимального главного напряжения пласта δmax2 в добывающих скважинах без ГРП в результате закачки холодной воды, проводят гидравлический разрыв пласта в данных добывающих скважинах, получая трещины параллельно δmax2, после чего переходят на закачку не охлажденной воды. Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи пластов. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки залежей нефти в карбонатных и терригенных коллекторах. Способ включает бурение горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин с параллельно расположенными горизонтальными стволами либо подбор таких уже пробуренных скважин, определение первоначального направления максимального главного напряжения пласта δmax1, проведение многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальных стволах добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды через горизонтальные нагнетательные скважины и отбор продукции через горизонтальные добывающие. При этом сначала проводят многократный гидравлический разрыв пласта в горизонтальных стволах добывающих скважин, получая трещины параллельно δmax1, ведут закачку воды в горизонтальные нагнетательные скважины с температурой t, равной текущей температуре пласта t, и отбор продукции через горизонтальные добывающие скважины. В ближайший зимний период закачиваемую воду охлаждают до температуры (0,5-0,7)t и закачивают в объеме, определяемом предлагаемой формулой, фиксируют изменение максимального главного напряжения пласта δmax2 в призабойной зоне нагнетательной скважины в результате закачки холодной воды, проводят многократный гидравлический разрыв пласта в горизонтальном стволе нагнетательной скважины, получая трещины параллельно δmax2, после чего вновь переходят на закачку неохлажденной воды. Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи продуктивного пласта. 1 ил.
Наверх