Способ разработки трещиноватых коллекторов

Авторы патента:

Владельцы патента RU 2526037:

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

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.

Предлагаемый способ относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки трещиноватых коллекторов.

Известен способ разработки неоднородной нефтяной залежи (патент RU №2206725, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.06.2003, бюл. №17), включающий определение направления трещиноватости коллектора по возбуждению сейсмической волны от источников возбуждения, расположенных на удалении от скважины под различными азимутальными углами. По стволу скважины регистрируют сейсмические волны. Выделяют прямую продольную сейсмическую волну - P-волну и обменную отраженную или проходящую сейсмическую волну - PS-волну. В интервале 300-500 м над продуктивным пластом определяют интенсивность PS-волны. Находят отношение амплитуд - PS/Р-волн. Строят эллипс по векторам отношений амплитуд PS /Р-волн по разным азимутальным углам. По направлению малой оси эллипса определяют направление доминирующей трещиноватости. По отношению длин большой оси к малой оси эллипса определяют коэффициент анизотропии пород в исследуемом пласте. После определения направления трещиноватости коллектора проводят определение границ участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора. Формирование рядов добывающих скважин проводят под углом к выявленному направлению трещиноватости внутри границ участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора. Нагнетательные скважины размещают за границами участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора.

Недостатком известного способа является то, что при выделении участка залежи с высокой проницаемостью вероятность обводнения продукции добывающих скважин значительно увеличивается, что ведет к снижению дебитов нефти и конечной нефтеотдачи пласта.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2459939, МПК Е21В 43/20, Е21 В 43/30 опубл. 27.08.2012, бюл. №24), включающий отбор нефти через добывающие скважины, перевод части добывающих скважин в нагнетательные, формирование рядов нагнетательных скважин перпендикулярно направлению естественной трещиноватости и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Ряды нагнетательных скважин, расположенных перпендикулярно направлению естественной трещиноватости, формируют из добывающих скважин, переводимых в нагнетательные. Между рядами нагнетательных скважин, расположенных перпендикулярно направлению естественной трещиноватости, размещают от 2 до 5 рядов добывающих скважин, также расположенных перпендикулярно направлению естественной трещиноватости. В рядах нагнетательных скважин между существующими скважинами размещают дополнительные добывающие скважины, перед переводом в нагнетательные добывающие скважины эксплуатируют на форсированном режиме до достижения в каждой скважине давления насыщения.

Недостатком известного способа является то, что для эффективной разработки по предложенному способу необходимо знать направление преобладающей трещиноватости пород и зоны с высокой проницаемостью. При попадании нагнетательной скважины в зону с высокой проницаемостью возрастает риск быстрого обводнения добывающих скважин.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение нефтеотдачи и эффективности разработки трещиноватых коллекторов за счет более рационального размещения добывающих скважин.

Указанная техническая задача решается способом разработки, включающим 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.

Новым является то, что 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.

На чертеже изображена схема осуществления предлагаемого способа разработки трещиноватых коллекторов.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Нефтяную залежь 1 с трещиноватыми коллекторами разбуривают вертикальными скважинами 2-4 по редкой сетке. Уточняют геологическое строение залежи 1, структурные планы продуктивных пластов. Определяют преобладающее направление трещиноватости на залежи по результатам сейсмических исследований методом 3D. На карту эффективных нефтенасыщенных толщин продуктивного пласта наносят линии разуплотнений 5, то есть линейные или дугообразные структурные элементы, связанные с глубинными разломами, являющимися проявлениями зон повышенной трещиноватости горных пород. Затем выделяют участки залежи 6, 7, ограниченные линиями разуплотнений 5. Точки пересечения линий разуплотнений 5 образуют узлы разуплотнений 8. Проводят лабораторные исследования керна, гидродинамические исследования в скважинах с определением пластового давления, проницаемости, продуктивности коллекторов.

Затем выбирают участок залежи 1 с нефтенасыщенными толщинами более десяти метров 9 с целью предотвращения быстрого обводнения добываемой продукции подошвенной водой.

Задача повышения нефтеотдачи пласта решается за счет рационального размещения скважин в трещиноватых коллекторах, для чего на карте эффективных нефтенасыщенных толщин продуктивного пласта выделяют узлы разуплотнений 8. Проводят анализ работы пробуренных добывающих скважин 2, 3.

Скважины 2, 3, пробуренные на линиях разуплотнений 5 или вскрывшие узлы разуплотнений 8, имеют более высокие дебиты нефти по сравнению с добывающими скважинами 4, пробуренными в уплотненных карбонатных коллекторах. Повышенная трещиноватость карбонатных пород способствует более интенсивному притоку жидкости к интервалам перфорации. Скважины 10-13 бурят по неравномерной сетке с попаданием в узлы разуплотнений 8, в результате чего увеличивается площадь дренирования добывающих скважин 2, 3 и 10-13. При разработке залежи 1 для поддержания пластового давления на определенном уровне и с целью повышения суммарной добычи нефти вводят в эксплуатацию нагнетательные скважины. Распространение фронта закачиваемой жидкости в трещиноватых карбонатных коллекторах происходит неравномерно. Наиболее интенсивно движение жидкости происходит по трещинам или линиям разуплотнений. Размещение горизонтальных нагнетательных скважин 14, 15 перпендикулярно преобладающей трещиноватости коллектора залежи 1 в уплотненных карбонатных коллекторах 6, 7 способствует движению закачиваемой жидкости к узлам разуплотнений 8. Причем нагнетательные горизонтальные скважины 14, 15 размещают соответственно в уплотненных карбонатных коллекторах между несколькими узлами разуплотнений 3, 11, 12, 13 и 10, 11, 12 на расстоянии 100-250 м от узлов разуплотнений и перпендикулярно преобладающему направлению трещиноватости залежи 1. Нагнетательные горизонтальные скважины 14 и 15 не должны пересекать линии разуплотнений 5 во избежание быстрого распространения закачиваемой жидкости по линиям разуплотнений 5 и обводнения добываемой продукции. При размещении нагнетательных горизонтальных скважин 14, 15 перпендикулярно преобладающему направлению трещиноватости залежи 1 распространение закачиваемой жидкости по площади происходит более равномерно, без прорыва жидкости в трещины с охватом вытеснения максимальной площади для максимального извлечения нефти из залежи 1 в уплотненных карбонатных коллекторах с 6, 7.

Из добывающих скважин 4, не попавших в узлы разуплотнений 8, строят боковые 16 или боковые горизонтальные 17 стволы с пересечением близлежащих линий разуплотнений 5, сообщаемых с узлами разуплотнений 8. Затем строят боковые 16 или боковые горизонтальные 17 стволы с пересечением близлежащих линий разуплотнений 5, не сообщаемых с узлами разуплотнений 8 для увеличения области дренирования.

При проведении траекторий боковых 16 или боковых горизонтальных 17 стволов необходимо учитывать наличие рентабельных удельных запасов нефти, приходящихся на одну скважину, что ведет к уменьшению срока окупаемости затрат на строительство скважины и добычу каждой тонны нефти.

Пример конкретного выполнения.

Осуществление данного способа рассмотрим на примере участка, характерного для массивных залежей турнейского яруса.

Нефтяную залежь 1 с трещиноватыми коллекторами разбуривают вертикальными скважинами 2-4 по сетке 600×600 м. Уточняют геологическое строение залежи 1, структурный план продуктивного пласта. По результатам сейсмических исследований методом 3D определяют, что преобладающее направление трещиноватости на залежи северо-западное. На карту эффективных нефтенасыщенных толщин продуктивного пласта наносят линии разуплотнений 5. Выделяют участки залежи 6, 7, ограниченные линиями 5 и узлами 8 разуплотнений.

Проводят лабораторные исследования керна и определяют коллекторские свойства пласта: пористость равна 12,2%, нефтенасыщенность - 78,4%. Затем проводят гидродинамические исследования в скважинах 2-4 и определяют пластовое давление, которое составляет 11 МПа, проницаемость - 0,118 мкм², продуктивность коллекторов - 3,36 м³/(сут·МПа). Выбирают участок залежи 1 с эффективными нефтенасыщенными толщинами от 10 до 20 м 6, 7.

Скважина 2, пробуренная на линии разуплотнений 5, и скважина 3, вскрывшая узел разуплотнений 8, имеют более высокие дебиты нефти (6,8 и 9,2 т/сут) по сравнению с добывающей скважиной 4, вскрывшей уплотненные карбонатные коллекторы. Начальный дебит нефти скважины 4 составил 4,8 т/сут. Скважины 10-13 размещают по неравномерной сетке в узлы разуплотнений 10-13. Нагнетательную горизонтальную скважину 14 располагают между узлами разуплотнений 3, 11, 12, 13 перпендикулярно преобладающему направлению трещиноватости на расстоянии 170-190 м, а нагнетательную горизонтальную скважину 15 располагают между узлами разуплотнений 10, 11, 12 перпендикулярно преобладающему направлению трещиноватости на расстоянии 155-180 м.

Из добывающей скважины 4, пробуренной в уплотненных карбонатных коллекторах, строят боковой горизонтальный ствол 16 с пересечением близлежащих линий разуплотнений 5, сообщаемых с узлами разуплотнений 8. Длина бокового горизонтального ствола 16 равна 165 м. Боковой горизонтальный ствол 16 пересекает три близлежащие линии разуплотнений 5, находящиеся на расстоянии 44-136 м к северо-востоку от скважины 4, в плане имеет винтообразную форму. Затем строят боковой ствол 17 с пересечением близлежащей линии разуплотнений 5, не сообщаемой с узлами разуплотнений 8. Линия разуплотнений 5 находится на расстоянии 62 м к юго-западу от скважины 4. Длина бокового ствола 17 равна 95 м. Удельные извлекаемые запасы нефти, приходящиеся на боковой 17 и боковой горизонтальный 16 стволы, составляют 56 тыс.т. Дебит нефти равен 16,4 т/сут. Дополнительная добыча нефти за год эксплуатации бокового 17 и бокового горизонтального 16 стволов составила 3,8 тыс.т.

Предлагаемый способ разработки трещиноватых коллекторов позволяет повысить охват выработкой запасов нефти в карбонатных коллекторах, увеличить дебиты нефти добывающих скважин, повысить конечную нефтеотдачу пласта на 5-10%.

Способ разработки трещиноватых коллекторов, включающий 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, отличающийся тем, что 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.

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.

Способ разработки нефтяной залежи тепловым и водогазовым воздействием в системе вертикальных, горизонтальных и многозабойных скважин // 2524580

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.

Способ регулирования разработки нефтяной залежи // 2521245

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.

Способ разработки мелких отдельных нефтяных линз // 2520997

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.

Система поддержания пластового давления // 2520119

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.

Способ разработки участка нефтяной залежи // 2519949

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.

Способ разработки газонефтяных залежей с подошвенной водой // 2519243

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.

Способ добычи нефти и других пластовых жидкостей из коллектора (варианты) // 2518684

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.

Способ разработки неоднородной нефтяной залежи // 2517674

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.

Устройство для одновременно-раздельной закачки жидкости в два пласта одной скважины (варианты) // 2517294

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

Способ разработки трещиноватых коллекторов // 2526082

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.

Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи горизонтальными скважинами с поддержанием пластового давления // 2526430

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.

Способ разработки трещинно-порового коллектора // 2527053

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.

Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами // 2527429

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.

Способ разработки нефтяной залежи закачкой воды и газа // 2527432

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.

Способ одновременно-раздельной эксплуатации скважины // 2527958

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.

Способ регулирования разработки нефтяной залежи // 2528185

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.

Способ разработки нефтяной залежи с проведением гидроразрыва пласта // 2528308

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.

Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами с проведением многократного гидравлического разрыва пласта // 2528309

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.

Способ разработки многообъектного нефтяного месторождения // 2530005

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при разработке многообъектного нефтяного месторождения. Способ включает бурение наклонных скважин, вскрывающих несколько объектов, вторичное вскрытие продуктивных объектов, оборудование скважины устройствами для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) вскрытых объектов, отбор продукции через добывающие скважины и нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины. Вскрытие объектов наклонными скважинами производят с постоянными зенитным и азимутным углами для получения винтообразной скважины. Перед вторичным вскрытием определяют нефтенасыщенные участки скважины, расположенные в продуктивных объектах. При этом в скважинах, оборудованных устройствами для ОРЭ, производят изоляцию между вскрытыми участками скважины при помощи проходных пакеров. Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи месторождения. 2 ил.