Способ разработки нефтяной залежи закачкой воды и газа



 


Владельцы патента RU 2527432:

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

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 нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с применением методов вытеснения нефти из пласта закачкой газа и воды.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий последовательную закачку газа и оторочек водогазовой смеси соответствующего состава и газосодержания для получения требуемых отмывающих и тампонирующих свойств, в циклическом режиме через две нагнетательные скважины, согласно изобретению, закачку газа и водогазовой смеси производят в два этапа, причем на первом этапе осуществляют одновременную закачку газа в обе нагнетательные скважины до начала устойчивого повышения газового фактора хотя бы в одной из добывающих скважин фонда, критерием чего считают увеличение текущего значения газового фактора этой скважины на величину разницы между максимальным и минимальным газовыми факторами скважин фонда на момент начала воздействия, а на втором этапе осуществляют циклическую попеременную закачку оторочек водогазовой смеси, причем каждый цикл начинают с закачек оторочки, состоящей из воды с поверхностно-активным веществом и газа, с газосодержанием в 2-3 раза выше газосодержания смеси базового состава, в нагнетательную скважину с большей приемистостью, и оторочки, состоящей из воды и газа, с базовым газосодержанием около 25% в термобарических условиях рассматриваемой залежи, в нагнетательную скважину с меньшей приемистостью, объемами, равными 1-2% от объема пор пласта в области воздействия каждой из скважин, после чего в нагнетательные скважины закачивают оторочки воды, объемами, равными 5% от объема пор пласта в области воздействия скважин, причем нагнетательную скважину для закачки оторочки смеси с большим газосодержанием и нагнетательную скважину для закачки оторочки смеси с меньшим газосодержанием выбирают на этапе закачки оторочки воды по вышеописанному признаку, а в качестве газовой фазы используют попутный, природный газ или их смесь. Дополнительно в качестве поверхностно-активного вещества используют неионогенные поверхностно-активные вещества типа ОП-10 и АФ9-12 с содержанием в закачиваемой водной фазе водогазовой смеси от 0,1 до 5 мас.% (патент РФ №2297523, E21B 43/16, опубл. 20.04.2007).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки нефтяной залежи, включающий эжектирование газа водой и нагнетание в циклическом режиме для повышения нефтеотдачи в нефтяной пласт по колонне лифтовых труб водогазовой смеси, образуемой в результате смешения газа с водой, подаваемой под давлением в смесительное устройство, в качестве которого применяют устанавливаемый на устье нагнетательной скважины жидкостно-газовый диспергатор, согласно изобретению, в жидкостно-газовый диспергатор подают под давлением газ, отбираемый либо из газовых скважин, либо из вскрытого этой же нагнетательной скважиной газового интервала, изолированного от интервала закачки и сообщенного через полость кольцевого пространства за колонной лифтовых труб и запорно-регулирующие устройства с жидкостно-газовым диспергатором, причем закачку водогазовой смеси ведут периодически, чередуя в каждом цикле с закачкой либо только газа, либо с последовательной закачкой воды и газа или газа и воды, поддерживая давление на забое нагнетательной скважины в интервале закачки с соблюдением условия Рг<Рс<Рв, где Рс - забойное давление при закачке в пласт водогазовой смеси, Рг и Рв - забойное давление соответственно при закачке только газа или только воды, а величины Рг, Рс и Рв в каждом цикле изменяют в пределах от заданных минимальных до заданных максимальных значений. Дополнительно в периоды одновременной подачи в жидкостно-газовый диспергатор воды и газа расход воды поддерживают постоянным, а расход газа изменяют в заданных пределах, либо расход газа поддерживают постоянным, а расход воды изменяют в заданных пределах (патент РФ №2307239, E21B 43/20, опубл. 10.06.2010, - прототип).

Недостатком известных способов является невысокая нефтеотдача залежи и невысокий коэффициент вытеснения. Также для залежей с высоковязкой нефтью газ не успевает растворится в нефти для снижения ее вязкости, что снижает нефтеотдачу.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи нефтяной залежи посредствам повышения коэффициента вытеснения.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи закачкой воды и газа, включающем 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, состоящим 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 чего переходят к третьему этапу, закачку прекращают, добывающие скважины пускают в работу, при этом 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, причем на первом этапе приемистость закачиваемого газа qг в каждую нагнетательную скважину определяют по формуле:

где qн - средний дебит нефти одной добывающей скважины за время t3, т/сут,

Г - газовый фактор, м3/т,

Nдс - число добывающих скважин,

Nнс - число нагнетательных скважин,

t3 - время добычи продукции из добывающих скважин при остановленных нагнетательных скважинах,

t1 - время закачки газа при остановленных добывающих скважинах.

Дополнительно 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.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу нефтяной залежи существенное влияние оказывает технология поддержания пластового давления закачиваемым агентом. Существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить данную задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи нефтяной залежи посредствам увеличения коэффициента вытеснения и снижения вязкости нефти. Задача решается следующим образом.

Способ реализуют следующим образом.

На участке нефтяной залежи бурят добывающие и нагнетательные скважины, обустраивают их, пускают в работу. Либо выбирают участок нефтяной залежи, разрабатываемый такими скважинами. Разработка заводнением в течение нескольких лет показывает ее низкую эффективность. По данным бурения скважин строят композиционную гидродинамическую модель нефтяной залежи, в которой рассчитывают оптимальные параметры при последовательной закачке газа и воды. В результате моделирования получили продолжительность времени каждого этапа:

t1 - время закачки газа при остановленных добывающих скважинах,

t2 - время закачки воды при остановленных добывающих скважинах,

t3 - время добычи продукции из добывающих скважин при остановленных нагнетательных скважинах.

На основе данных моделирования переходят к последовательной циклической закачке газа и воды, состоящей из трех этапов:

1. Добывающие скважины останавливают. Закачивают попутный нефтяной газ в нагнетательные скважины равными объемами, который был отобран за время работы добывающих скважин, т.е. за время t3. Приемистость закачиваемого газа qг в каждую нагнетательную скважину определяют по формуле:

где qн - средний дебит нефти одной добывающей скважины за время t3, т/сут,

Г - газовый фактор, м3/т,

Nдс - число добывающих скважин,

Nнс - число нагнетательных скважин.

Закачку ведут в течение времени t1. За данное время закачивают в целом по участку газа QГ=qг·t1·Nнс, м3.

2. Добывающие скважины остановлены. После закачки газа переходят на закачку воды (или пресной, или подтоварной, или пластовой) с расходом, определенным заранее как по исследованиям скважин, так и по моделированию. Причем после бурения нагнетательных скважин, в них определяют коэффициент продуктивности, на основе которого определяют приемистость скважины в зависимости от давления закачки. Эти данные используют в моделировании, где и определяют окончательное значение приемистости q3 и давления закачки Рз. При этом первоначальное давление закачки должно быть в пределах Рз=(0,45…0,55)·Рг, где Рг - вертикальное горное давление пород. Согласно расчетам, такое давление способствует эффективному повышению пластового давления.

Закачку воды ведут до повышения давления закачки Рз не менее чем в 2 раза по сравнению с первоначальным в каждой нагнетательной скважине. Расчеты показывают, что при повышении давления закачки менее чем в 2 раза газ, закачанный на первом этапе, не успевает раствориться в нефти.

Таким образом, закачку ведут в течение времени t2, за которое в каждую нагнетательную скважину закачивают разные объемы воды (т.к. приемистость каждой скважины различна). В целом по участку залежи закачивают объем воды Qв. На втором этапе газ, закачанный на первом этапе, за счет высокого пластового давления растворяется в нефти и снижает ее вязкость, повышая тем самым подвижность нефти.

3. Закачку останавливают. Добывающие скважины пускают в работу. Добывающие скважины работают в течение времени t3 до снижения пластового давления на более чем 20% от первоначального. При этом попутный нефтяной газ собирают в резервуары для последующего его использования в первом этапе. За время t3 добывающие скважины в сумме по участку отбирают нефть в количестве Qн.

Далее вновь переходят к первому этапу и циклы повторяют.

Дополнительно 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. Согласно расчетам, это позволяет значительно повысить подвижность высоковязкой нефти. Также исследования показали, что при вязкости нефти менее 50 мПа·с растворения в нефти газа достаточно для повышения подвижности нефти,

В добывающие скважины на первом и втором этапах, так же как и в нагнетательные скважины, возможна закачка соответственно газа и воды. Данный способ применяют в тех случаях, когда пластовое давление в залежи быстро падает, например в трещиноватых коллекторах. Дополнительная закачка в добывающие скважины позволяет увеличить пластовое давление.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка нефтяной залежи.

Результатом внедрения данного способа является повышение степени нефтеизвлечения, увеличение коэффициента вытеснения и снижение вязкости нефти. Примеры конкретного выполнения способа

Пример 1. На участке нефтяной залежи A (фиг.1), продуктивные пласты которого представлены терригенными отложениями, бурят по пятиточечной системе Nдс=9 добывающих и Nнс=4 нагнетательные скважины, обустраивают их, пускают в работу.

Параметры пласта участка залежи следующие: глубина 1030 м, начальное пластовое давление - 9,7 МПа, начальная пластовая температура - 25°C, проницаемость - 240 мД, пористость - 0,16, вязкость нефти в пластовых условиях - 41 мПа·с, толщина пласта - 10 м, газовый фактор Г=15 м3/т.

Разработка заводнением в течение первых 5 лет показывает ее низкую эффективность. Дебиты нефти, несмотря на заводнение, не превышают 4 т/сут, обводненность растет высокими темпами, а пластовое давление снижается.

По данным бурения скважин строят композиционную гидродинамическую модель нефтяной залежи, в которой рассчитывают технологию последовательной закачки газа и воды, определяют их оптимальные параметры. В результате моделирования получили продолжительность времени каждого этапа:

t1=6 сут - время закачки газа при остановленных добывающих скважинах,

t2=9 сут - время закачки воды при остановленных добывающих скважинах,

t3=25 сут - время добычи продукции из добывающих скважин при остановленных нагнетательных скважинах.

На основе данных моделирования переходят к последовательной циклической закачке газа и воды, состоящей из трех этапов:

1. Добывающие скважины останавливают. До этого в течение t3=25 сут производили сбор в резервуар попутного нефтяного газа. Средний дебит по нефти добывающих скважин за это время составил qн=3,5 т/сут. Таким образом, в каждую нагнетательную скважину закачивают попутный нефтяной газ с расходом:

За данное время t1=6 сут закачивают в целом по участку газа Qг=qг·t1·Nнс=492·6·4=11,8 тыс. м3 газа.

2. Добывающие скважины остановлены. После закачки газа переходят на закачку подтоварной воды. На основе исследований в нагнетательных скважинах по определению коэффициента продуктивности, на основе которого определяют приемистость скважины в зависимости от давления закачки, а также по результатам моделирования, была установлена оптимальная приемистость нагнетательных скважин по воде, которая составила в среднем q3=100 м3/сут при начальном давлении закачки Рз=0,55·Рг=0,55·24,2=13,3 МПа.

Закачку воды ведут до повышения давления закачки Рз не менее чем в 2 раза по сравнению с первоначальным в каждой нагнетательной скважине, т.е. не менее Рз=2·13,3=26,6 МПа.

Данные по расчетам на модели относительно времени закачки подтвердились. При t2=9 сут давление закачки увеличилось в 2,5 раза. Нагнетательные скважины останавливают.

В целом по участку залежи за время t2=9 сут закачали объем воды Qв=q3·t2·Nнс=100·9·4=3,6 тыс. м3.

3. Закачку останавливают. Добывающие скважины пускают в работу. Дебиты нефти их возросли до 10 т/сут. Добывающие скважины работают в течение времени t3=25 сут до снижения пластового давления на более чем 20% от первоначального. Расчеты на модели подтвердились, за 25 сут пластовое давление упало на 28% от первоначального.

Попутный нефтяной газ в течение t3=25 сут собирают в резервуары для последующего его использования на первом этапе. Средний дебит нефти за время t3=25 сут составил qн=5,2 т/сут, добывающие скважины в сумме отбирают нефть, в количестве Qн=qн·t3·Nдс=5,2·25·9=1,17 тыс. т и соответственно газа Qн=15·1,17=17,55 тыс. м3.

Далее вновь переходят к первому этапу и циклы повторяют.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Залежь представлена карбонатным коллектором, имеет нефть с вязкостью в пластовых условиях 260 мПа·с и залегает на глубине 910 м. На втором этапе закачивают воду с температурой на забое 90°C при начальном давлении закачки Рз=0,45·Рг=0,45·21,4=9,6 МПа.

Пример 3. Выполняют, как пример 1 или 2. Залежь представлена карбонатным трещинно-поровым коллектором. В процессе разработки пластовое давление в залежи быстро падает, за 2 года с первоначального 9 МПа до 6 МПа. В добывающие скважины на первом и втором этапах, так же как и в нагнетательные скважины, закачивают соответственно попутный нефтяной газ и подтоварную воду.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.

В результате за время разработки, которое ограничили обводнением добывающих скважин до 98%, либо достижением минимально рентабельного дебита нефти по скважине 0,5 т/сут, было добыто с участка 624,5 тыс. т нефти, коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,376. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 566,4 тыс. т нефти, КИН составил 0,341. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,035.

Предлагаемый способ, за счет снижения вязкости нефти и повышения коэффициента вытеснения, позволяет увеличить нефтеотдачу нефтяной залежи.

1. Способ разработки нефтяной залежи закачкой воды и газа, включающий 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, отличающийся тем, что 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 Pз=(0,45…0,55)·Pг, где Pг - вертикальное горное давление пород, после чего переходят к третьему этапу, закачку прекращают, добывающие скважины пускают в работу, при этом 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, причем на первом этапе приемистость закачиваемого газа qг в каждую нагнетательную скважину определяют по формуле:
qг=qн·t3·Г·Nдc/(t1·Nнc), м3/сут,
где qн - средний дебит нефти одной добывающей скважины за время t3, т/сут,
Г - газовый фактор, м3/г,
Nдс - число добывающих скважин,
Nнс - число нагнетательных скважин,
t3 - время добычи продукции из добывающих скважин при остановленных нагнетательных скважинах,
t1 - время закачки газа при остановленных добывающих скважинах.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что 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.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что в добывающие скважины на первом и втором этапах, так же как и в нагнетательные скважины, закачивают соответственно газ и воду.



 

Похожие патенты:

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.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи преимущественно гидрофобного трещинно-порового коллектора.

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.

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.

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.

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.

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 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.

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.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородной обводненной нефтяной залежи. При разработке нефтяной залежи ведут отбор продукции через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и полимердисперсной системы. Анализируют свойства месторождения и выделяют залежь с пористостью продуктивных пластов более 5%. Определяют плотность минерализованной воды в околоскважинной зоне, измененную в результате закачки рабочего агента. При плотности минерализованной воды до 1020 кг/м3 в качестве полимердисперсной системы подбирают системы, обладающие в установленных условиях коэффициентом относительной седиментационной устойчивости менее 0,9 и снижающие гидропроводность промытых каналов залежи в пределах от 5 до 100%. При плотности минерализованной воды от 1020 и до 1100 кг/м3 концентрацию полимера увеличивают не менее чем на 30%, при плотности минерализованной воды более 1100 кг/м3 концентрацию полимера увеличивают не менее чем на 60% от концентрации полимера, определенной при плотности воды до 1020 кг/м3. В составе полимердисперсной системы используют дисперсную фазу с размерами частиц не более 90% размера пор или трещин продуктивного пласта. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи залежи. 3 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке освоенных и действующих нефтяных месторождений, обеспечивает повышение текущих отборов нефти при одновременном уменьшении отбираемой воды, используемой при заводнении. Сущность изобретения: способ включает циклический режим закачки вытесняющего агента через систему нагнетательных скважин и отбор нефти через систему добывающих скважин. Согласно изобретению проводят ежегодную статистическую обработку эксплуатационных характеристик участка нагнетательных и добывающих скважин по двум эксплуатационным параметрам - объему закачиваемой воды и обводненности добываемой продукции. Определяют коэффициент флуктуации по аналитическому выражению, учитывающему ежемесячный дебит по жидкости или обводненность добываемой продукции, эмпирическое среднее статистически обрабатываемых параметров, стандартное отклонение статистически обрабатываемых параметров, объем выборки, взятый за последние четыре года работы скважины с ежемесячными значениями упомянутых параметров. При коэффициенте флуктуации меньше 10 проводят оптимизацию режима циклической закачки вытесняющего агента с его закачкой в зимний период. Для этого предупреждают замерзание устья нагнетательных скважин в этот период, повышают температуру вытесняющего агента до 10-20°C от первоначальной на пункте поступления теплой воды и проводят водоизоляционные работы в добывающих скважинах до достижения обводненности добываемой продукции не более 60-70%. При коэффициенте флуктуации больше 10 продолжают принятый циклический режим закачки вытесняющего агента. 5 ил., 9 табл., 1 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Обеспечивает повышение нефтеотдачи нефтяных залежей. Сущность изобретения: по способу используют простаивающие - находящиеся в консервации вертикальные или наклонно направленные скважины. Выбирают скважины, расконсервируемые в качестве добывающих и нагнетательных. В расконсервируемых в качестве добывающих скважинах изолируют нижнюю половину продуктивного пласта, но оставляют незатронутым перфорированный интервал в верхней половине продуктивного пласта, спускают насосно-компрессорные трубы - НКТ с глубинным насосом и/или другим оборудованием в соответствии с планируемым способом эксплуатации и запускают скважину в эксплуатацию с добычей продукции из перфорированной верхней половины продуктивного пласта. В скважинах, расконсервируемых в качестве нагнетательных, спускают НКТ с пакером, устанавливают пакер на уровне двух третей продуктивной толщины от кровли пласта и затем производят закачку воды в нижнюю треть продуктивного пласта. По одному из вариантов изоляцию нижней половины продуктивного пласта осуществляют путем установки цементного моста или заливки нижней части забоя цементом. По другому варианту изоляцию нижней половины продуктивного пласта осуществляют применением НКТ с пакером, герметичной заглушкой на нижнем торце НКТ и наличием отверстий, щелей или других сквозных прорезей в НКТ на уровне верхней перфорированной половины продуктивного пласта. При этом пакер устанавливают на уровне середины толщины продуктивного пласта. 5 з.п. ф-лы.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: способ включает определение фильтрационно-емкостных характеристик продуктивного пласта, установление зависимости величины забойного давления нагнетания и пластового давления от фильтрационно-емкостных характеристик, определение интервалов оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений, снабжение каждой нагнетательной и добывающей скважины датчиками забойного давления, не реже одного раза в сутки замер забойных давлений во всех скважинах и вычисление пластового давления вблизи скважин, остановкой закачки и отбора и/или изменением режимов работы скважин поддержание в пласте оптимального с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластового давления, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие скважины на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания, и пластовых давлений между зонами закачки и отбора. Согласно изобретению проводят выборку добывающих скважин, обводненность продукции которых за последние два месяца увеличилась на 5% и более. Группируют выбранные скважины по наличию очагов обводнения, коэффициента взаимовлияния скважин, взаиморасположения скважин и участков. Ранжируют выбранные участки по приоритетам значительного отклонения параметров работы скважин от оптимальных, значительных остаточных запасов или ранней стадии разработки, снижения капитальных вложений для обеспечения предлагаемых режимов работы скважин. В выбранных скважинах первоочередно проводят мероприятия по снижению обводненности и поддержанию в пласте оптимального с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластового давления. При этом коэффициент взаимовлияния скважин определяют эмпирически по изменению градиента давления в добывающих скважинах посредством изменения объемов компенсации через закачку агента в нагнетательные скважины - от максимальных объемов для песчанистых продуктивных пластов до минимальных объемов для глинистых продуктивных пластов. Для первоочередных мероприятий назначают участок с параметрами компенсации 110%. 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Обеспечивает повышение эффективности уплотняющего бурения скважин, обеспечивающего повышение объемов добычи нефти и более стабильную ее динамику без необходимости увеличения капитальных затрат на бурение. Сущность изобретения: необходимый результат по способу достигают построением карт распределения невыработанных запасов нефти и/или карт текущей нефтенасыщенности и карт распределения текущего пластового давления на основе данных эксплуатации и исследования скважин. Места размещения и тип уплотняющих скважин выбирают на основе комплексного рассмотрения карт распределения невыработанных запасов нефти и/или карт текущей нефтенасыщенности и карты распределения текущего пластового давления. Местоположение добывающих уплотняющих скважин выбирают в зонах локализации невыработанных запасов нефти с текущими значениями пластового давления более 85-90% от начальной величины. Местоположение нагнетательных уплотняющих скважин выбирают в зонах локализации невыработанных запасов нефти с текущими значениями пластового давления менее 85-90% от начальной величины. Оценку эффективности бурения уплотняющих скважин осуществляют на основе прогнозных технологических показателей по залежи в целом или ее участку, охватывающему все проектные уплотняющие скважины и соседние с ними ранее пробуренные скважины, с использованием адаптированной к данным предшествующих эксплуатации и исследования скважин трехмерной геолого-технологической модели залежи. 1 пр., 7 ил.
Наверх