Способ регулирования разработки нефтяной залежи



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

 


Владельцы патента RU 2528185:

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

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 нефтяной промышленности, в частности к способам регулирования разработки нефтяной залежи, и может быть использовано для автоматизированного подбора режимов работы действующего фонда нагнетательных скважин системы заводнения нефтяного месторождения путем перераспределения объемов закачиваемого агента в пласт и оптимизации режимов отбора продукции на добывающих скважинах для снижения обводненности и увеличения добычи нефти.

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

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

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

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

Техническими задачами предлагаемого изобретения являются расширение области применения для различных условий режимов работы нагнетательных и добывающих скважин, а также снижение материальных затрат, уменьшение обводненности добываемой продукции и повышение коэффициента извлечения нефти (КИН) за счет подбора оптимальных режимов работы нагнетательных скважин, входящих в систему заводнения на всей нефтяной залежи или отдельно взятом участке, и перераспределение отбора продукции из добывающих скважин с сохранением коэффициента компенсации закачиваемого в пласт объема жидкости к добываемой из него продукции.

Технические задачи решаются способом регулирования разработки нефтяной залежи, включающим выделение участка залежи с гидродинамически связанными скважинами, отбор продукции из добывающих скважин, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины с определением контуров взаимовлияния скважин и корректировкой режимов закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины без значительного увеличения объемов закачки с перераспределением отбора продукции между добывающими скважинами.

Новым является то, что 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, а регулировку дебитов из добывающих скважин производят изменением объемов и перераспределением закачки в нагнетательные скважины с учетом взаимовлияния соответствующих добывающих и нагнетательных скважин, причем суммарный объем закачки изменяют не более чем на 10%, после чего производят регулирование режимов отбора из добывающих скважин, включающее 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 снижения общей обводненности продукции, а потоки движения жидкости перераспределяют до выработки остаточных запасов нефти.

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

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

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

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

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

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

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

На фиг.2 отображены суммарные дебиты нефти по участку при разных оптимизационных способах закачки за четыре месяца с прогнозами на последующие два месяца. Если не применять эти оптимальные способы, то дебит нефти будет снижаться (кривая I) и в течение трех последующих месяцев уменьшится с 64 до 56 т/сут, с выбранным первым способом дебит нефти (кривая II) будет поддерживаться на уровне 71 т/сут. При использовании способа оптимизации, описанного в наиболее близком аналоге, дебит сначала вырастет, а потом будет снижаться с 71 до 65 т/сут. Изменения суммарного дебита нефти по участку отображает кривая III: после проведения оптимизационных работ на нагнетательных скважинах дебит увеличился с 64,4 до 71,4 т/сут при меньших затратах на нагнетание.

На фиг.3 видно, что при выборе оптимально подобранных режимов нагнетания, напротив, обводненность падает (кривая II) с 61 до 59%, а не растет (кривая I) с 61 до 63%, если не использовать оптимальные способы. Кривая III отображает уменьшение обводненности с 63 до 60,5% при выборе оптимизационного режима по закачке на нагнетательных скважинах 4, 5, 6, 7 и интенсификации отбора на добывающих 1, 2, 3 (фиг.1). Кривая IV (фиг.3) демонстрирует результат по снижению обводненности за счет практического применения оптимизационных действий.

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

После подбора режимов работы нагнетательных скважин 4, 5, 6, 7 (фиг.1б) проводят оптимизацию режимов работы на добывающих скважинах. За счет перераспределения объемов отбираемой продукции, определяют оптимальный режим работы для каждой добывающей скважины 1, 2, 3 (фиг.1б). Оптимизация проводится с помощью автоматизированных программных комплексов. С их помощью определяют малоэффективные добывающие скважины. К ним относятся высокообводненные или быстро обводняющиеся скважины. На этих скважинах уменьшается отбор продукции вплоть до полной остановки. Неотобранный объем продукции компенсируется за счет увеличения отборов на других скважинах таким образом, чтобы коэффициент компенсации добычи закачкой оставался на текущем уровне.

Предварительные прогнозные расчеты показали, что, исходя из определенных на предыдущем этапе режимов работы нагнетательных скважин, наблюдается более быстрое обводнение скважины 1 (фиг.1а) по сравнению со скважиной 2. Для более равномерной выработки запасов были перераспределены объемы добывающей продукции между скважинами. Для этого на скважине 1 (фиг.1б) отбор жидкости снизили на 30% (с 26 до 18 м3/мес), а на скважине 2 (фиг.1б) компенсировали снижение добычи на скважине 1 (фиг.1а) увеличением с 8 до 16 м3/сут. При данных условиях выработка запасов осуществлялась более равномерно с постепенным увеличением обводненности на выбранных скважинах. При перераспределении объемов добываемой жидкости между скважинами на 10 и 50% равномерность выработки запасов не достигалась из-за быстрого обводнения той или другой скважины.

Для скважины 3 (фиг.1б) было решено оставить прежние режимы.

В результате после проведения мероприятий реальный суммарный дебит нефти по участку увеличился с 64,4 до 72 т/сут (см. кривую IV на фиг.2), суммарная обводненность уменьшилась с 63 до 60,3% (см. кривую IV на фиг.3), что практически соответствует расчетным данным.

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

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

Способ регулирования разработки нефтяной залежи, включающий выделение участка месторождения с гидродинамически связанными скважинами, отбор продукции из добывающих скважин с анализом по дебиту, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины с определением контуров взаимовлияния скважин и корректировкой дебитов добывающих скважин, отличающийся тем, что анализ по дебитам добывающих скважин и закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины проводят на основе выявленных взаимосвязей 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, а регулировку дебитов из добывающих скважин производят изменением объемов и перераспределением закачки в нагнетательные скважины с учетом взаимовлияния соответствующих добывающих и нагнетательных скважин, причем суммарный объем закачки изменяют не более чем на 10%, после чего производят регулирование режимов отбора из добывающих скважин, включающее 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 снижения общей обводненности продукции, а потоки движения жидкости перераспределяют до выработки остаточных запасов нефти.



 

Похожие патенты:
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.

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

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 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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке обводненных неоднородных глинистых продуктивных пластов. Обеспечивает снижение обводненности добываемой продукции и, как следствие, повышение нефтеотдачи продуктивного пласта. Сущность изобретения: способ включает отбор добываемой продукции через добывающие скважины, закачку пластовой воды через нагнетательные скважины. Согласно изобретению в горизонтальной добывающей скважине определяют обводнившийся интервал горизонтального ствола. Проводят лабораторные исследования на керне разрабатываемого пласта. Керн предварительно обводняют, определяют набухаемость глинистых составляющих в пресной воде. На колонне насосно-компрессорных труб в обводнившийся интервал горизонтального ствола спускают фильтр длиной, равной длине обводнившегося интервала. У начала и конца фильтра устанавливают пакеры и их запакеровывают. По колонне насосно-компрессорных труб закачивают пресную воду с минерализацией не более 1,5 г/л и содержанием твердых взвешенных частиц 70-200 мг/л, которые берут из продукции скважин, добываемой из данного пласта, до падения приемистости не менее чем в два раза от первоначальной. Проводят выдержку в течение времени, достаточного для набухания глинистых составляющих коллектора, и запускают скважину в эксплуатацию. 3 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке обводненных неоднородных глинистых продуктивных пластов. Обеспечивает снижение обводненности добываемой продукции и повышение нефтеотдачи нефтяной залежи. Сущность изобретения: способ включает отбор добываемой продукции через добывающие скважины, закачку пластовой воды через нагнетательные скважины. Согласно изобретению в многозабойных горизонтальных добывающих скважинах при бурении в конструкции предусматривают технические решения, обеспечивающие открытие и закрытие каждого ствола. С помощью этого определяют обводнившийся горизонтальный ствол. Проводят лабораторные исследования на керне разрабатываемого пласта. Керн предварительно обводняют, отдельно определяют набухаемость глинистых составляющих в пресной воде и забивание пор пласта твердыми взвешенными частицами. При открытом обводненном стволе и закрытых других в скважину закачивают пресную воду с минерализацией не более 1,5 г/л и содержанием твердых взвешенных частиц не более 40 мг/л в объеме, равном 1-10% объема порового пространства призабойной зоны пласта рассматриваемого горизонтального ствола. Проводят выдержку в течение времени, достаточного для набухания глинистых составляющих коллектора. После этого закачивают воду с содержанием твердых взвешенных частиц 70-200 мг/л, которые берут из продукции скважин, добываемой из данного пласта, до падения приемистости не менее чем в два раза от первоначальной. Затем закачку прекращают и скважину запускают в эксплуатацию. 3 пр.
Наверх