Способ разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором



Способ разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором
Способ разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором

 


Владельцы патента RU 2547868:

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к внутриконтурному заводнению пластов и поддержанию пластового давления при разработке нефтяных залежей с глиносодержащим коллектором. Технический результат - повышение нефтеотдачи пластов за счет увеличения их охвата. Способ включает циклическое снижение и повышение давления в пласте закачкой воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. В пласт через нагнетательные скважины периодически закачивают минерализованную воду в объеме 0,1-5 поровых объемов пласта и пресную воду в объеме 0,1-5 поровых объемов пласта. Переход к закачке пресной воды после закачки минерализованной воды осуществляют без постепенного снижения минерализации. Состав и концентрацию солей закачиваемой минерализованной воды оставляют на уровне пластовой. Цикл закачки вод различной минерализации многократно повторяют. Пресную воду закачивают до момента времени, когда снижение приемистости нагнетательной скважины превысит допустимый технологический уровень - критическое падение пластового давления в областях целевого воздействия. Минерализованную воду закачивают до момента времени, когда нагнетательная скважина выйдет на начальный или близкий к начальному режим работы, определяемый расходом нагнетаемой жидкости и давлением на устье. 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к системам внутриконтурного заводнения пластов при разработке нефтяных залежей с глиносодержащим коллектором путем закачки в продуктивный нефтяной пласт через нагнетательные скважины воды, имеющей определенный химический состав и последующей периодической замены закачиваемой через скважины системы поддержания пластового давления минерализованной воды на низкоминерализованную (либо пресную), и отбора продукции через добывающие скважины.

Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта (Патент РФ №2121057, опубл. 27.10.1998 г.) включающий циклическую закачку смеси полимера с водой в нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины и предусматривающий, что последующий цикл закачки смеси полимера с водой осуществляют после набора вязкости смеси полимера с водой, закаченной в предыдущем цикле.

Недостатком данного способа является необратимая адсорбция полимера на поверхности пор продуктивного пласта, большие технико-экономические затраты на реализацию циклического полимерного воздействия, а также значительное ухудшение проницаемости высокопроницаемой и низкопроницаемой областей пласта.

Известен способ регулирования проницаемости терригенного коллектора за счет закачки в пласт больших объемов композиции с регулируемым временем гелеобразования, цеолита и соляной кислоты с последующим продавливанием оторочек рабочих реагентов сточной водой, что позволяет перераспределить фильтрационные потоки нагнетаемой в пласт жидкости и увеличить коэффициент охвата пласта воздействием (Патент РФ №2243365, опубл. 27.12.2004 г.).

Недостатком данного способа является необратимое изменение проницаемости пласта, что повышает риски при разработке месторождений с терригенными коллекторами ввиду снижения эффективности извлечения нефти из недр в результате неконтролируемого образования геля в пластовых условиях.

Известен способ повышения нефтеотдачи пластов, включающий регулирование проницаемости водопроводящих каналов пласта через нагнетательные скважины путем закачки оторочки реагентов, обеспечивающих внутрипластовое осадкообразование, отличающийся тем, что внутрипластовое осадкообразование осуществляют вначале от приконтурных и водоплавающих зон пласта и продолжают, охватывая последовательно зоны пласта с более высокими абсолютными отметками кровли пласта (Патент РФ №2291958, опубл. 20.01.2007 г.).

Недостатком данного способа является сложность регулирования процесса осадкообразования в пласте и снижение приемистости нагнетательных скважин, приводящее к росту репрессии на пласт.

Известен способ повышения нефтеотдачи пластов, включающий закачку в пласты состава, содержащего малоглинистый раствор с добавкой сульфата магния (Патент РФ №2425967, опубл. 10.08.2011 г.), за счет чего достигается регулирование проницаемости нефтяной залежи, в том числе с глиносодержащим коллектором.

Недостатком этого способа является одновременное снижение проницаемости в высоко- и низкопроницаемых частях пласта, что приведет к снижению коэффициента извлечения нефти.

Наиболее близким к заявляемому способу по максимальному количеству сходных признаков является способ разработки нефтяной залежи с применением внутриконтурного заводнения пластовой водой или водой, имеющей минерализацию, равную пластовой (Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов - М.: Недра, 1985. - 308 с.). Данный метод имеет широкое распространение на залежах с глиносодержащими коллекторами, поскольку закачка в пласт минерализованной воды не приводит к изменениям в пористой структуре матрицы породы и не снижает проницаемость продуктивного пласта.

Недостатком данного способа является невозможность регулирования направления фильтрационных потоков закачиваемой воды при разработке неоднородных по разрезу

залежей, в связи с чем в высокопроницаемых частях пласта образуются промытые зоны, по которым фильтруется закачиваемая вода, а менее проницаемые области остаются не охваченными воздействием. При этом значительная часть запасов углеводородов остается неизвлеченной.

Технический результат заключается в повышении коэффициента нефтеотдачи за счет роста коэффициента охвата (подключение нефтенасыщенных малопроницаемых пропластков благодаря перераспределения потоков нагнетаемой воды), а также увеличения коэффициента вытеснения нефти водой (смещение в благоприятную сторону соотношения подвижностей фаз нефти и воды в пористой среде полимиктовой породы из-за снижения подвижности воды в водонасыщенных поровых каналов, что связано со снижением их проницаемости в результате гидратации и набухания глин в составе цементирующего вещества породы, а также в результате повышения вязкости фильтрующейся воды за счет частичного перехода в нее глинистых частиц).

Технический результат достигается тем, что в пласт через нагнетательные скважины периодически закачивают минерализованную воду в объеме 0,1-5 поровых объемов пласта и пресную воду в объеме 0,1-5 поровых объемов пласта, при этом переход к закачке пресной воды после закачки минерализованной воды осуществляют без постепенного снижения минерализации, состав и концентрацию солей закачиваемой минерализованной воды оставляют на уровне пластовой, а цикл закачки вод различной минерализации многократно повторяют. Пресная вода закачивается до момента времени, когда снижение приемистости нагнетательной скважины превысит допустимый технологический уровень - критическое падение пластового давления в областях целевого воздействия. Минерализованная вода закачивается до момента времени, когда нагнетательная скважина выйдет на начальный или близкий к начальному режим работы, определяемый расходом нагнетаемой жидкости и давлением на устье.

Описываемый способ поясняется чертежами, на которых представлены.

Фиг. 1 - график зависимости коэффициента вытеснения нефти от минерализации вытесняющей воды;

Фиг. 2 - график зависимости градиента давления закачки воды и проницаемости керна от типа используемой жидкости:

1, 3 - закачка минерализованной воды;

2, 4 - закачка пресной воды.

Способ осуществляется следующим образом. Пресная вода при закачке в скважину, вскрывшую неоднородный глиносодержащий коллектор, движется по высокопроницаемым хорошо промытым пропласткам, обладающим наименьшими гидравлическими сопротивлениями. При контакте пресной воды с глинистыми компонентами коллектора происходит их физико-химическое взаимодействие, в результате чего вокруг глинистой частицы образуется адсорбционный (прилегающий к глинистой частице) и диффузный (удаленный от глинистой частицы) слои. В зависимости от общей минерализации воды и ее насыщенности различными катионами диффузный слой может менять свою толщину. При взаимодействии с жидкостью, в которой преобладают одновалентные катионы (например, К+, Na+), толщина диффузного слоя глинистых частиц увеличивается. Преобладание в жидкости поливалентных катионов (например, Са2+, Mg2+, Al3+) этот слой наоборот сокращает. Толстый диффузный слой создает благоприятные условия для отрыва части ионов глины и перехода их в жидкость с образованием суспензии и дальнейшей активной гидратации глин, что приводит к снижению проницаемости глиносодержащей породы и подвижности водной фазы. Полученные результаты лабораторных экспериментов показывают падение водопроницаемости образца глиносодержащего полимиктового песчаника в среднем в 1,5-2 раза (фиг. 2). Данные эксперименты проводились на натуральных образцах полимиктовых песчаников цилиндрической формы на установке оценки повреждения пласта FDES-645 (Coretest Systems) при эффективном давлении 15 МПа, температуре 80С, постоянном расходе. Минеральный состав образцов следующий: кварц - 50%, калиевый полевой шпат - 25%, плагиоклаз - 11%, глинистые минералы - 10%, слюды - 4%. Преобладающим глинистым минералом является каолинит (более 70%). Под минерализованной водой понимается модель воды, закачиваемой в пласт, с общей минерализацией 19 г/л (80% хлорида натрия и 20% хлорида кальция), под пресной водой понимается модель воды, закачиваемой в пласт, с общей минерализацией 0,25 г/л (80% хлорида натрия и 20% хлорида кальция).

На основании результатов фильтрационных экспериментов можно сделать вывод о том, что ухудшение фильтрационной характеристики коллектора при закачке пресной воды будет наблюдаться сразу после непосредственного контакта водной фазы и водочувствительных минералов коллектора. В связи с этим снизится приемистость высокопроницаемых пропластков, что вызовет перераспределение потоков закачиваемой жидкости в менее проницаемые зоны. Далее необходимо возобновить закачку в пласт минерализованной воды, во-первых, для восстановления проницаемости плохо проводящих каналов малого диаметра, в которых она была ранее ухудшена воздействием пресной воды, а во-вторых, для продавливания оторочки пресной воды от нагнетательных к добывающим скважинам и сохранения темпов закачки жидкости в пласт, необходимых для эффективного поддержания пластового давления.

Технология предусматривает многократную смену минерализации закачиваемой воды, то есть реализацию множества циклов. В качестве примера рассмотрим первый цикл поочередной закачки, при этом остальные будут ему подобны.

Через нагнетательные скважины в пласт закачивается минерализованная вода. Далее согласно предложенной технологии осуществляется переход к закачке пресной воды без постепенного снижения минерализации. В последующих циклах реализации технологии критерием остановки скважины и смены закачиваемой минерализованной воды на пресную является выход нагнетательной скважины на начальный или близкий к начальному режим работы (расход нагнетаемой жидкости и давление на устье). Восстановление проницаемости происходит при суммарной закачке минерализованной воды в количестве 0,1-5 поровых объемов высокопроницаемого пласта (фиг. 2).

Закачка пресной воды осуществляется в размере 0,1-5 поровых объемов высокопроницаемого пласта или до момента времени, когда снижение приемистости нагнетательной скважины превысит допустимый технологический уровень (критическое падение пластового давления в областях целевого воздействия). Значения объемов закачки обусловлены результатами проведенных фильтрационных экспериментов. В зависимости от конкретных геолого-физических условий залежей и опыта использования пресной воды при их разработке объемы воды каждого из циклов могут быть скорректированы в большую или меньшую сторону.

Далее нагнетательная скважина переводится на закачивание в пласт минерализованной воды. Цикл повторяется.

Данное положение подтверждено результатами лабораторных исследований. На фиг. 1. приведены результаты фильтрационных экспериментов, проведенных при термобарических условиях одного из месторождений Западной Сибири с использованием пластовой нефти и воды, которые показывают увеличение конечного коэффициента вытеснения нефти водой при применении воды минерализацией, меньшей, чем пластовая вода. Исследования проводились в соответствии с ОСТ 39-195-86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях».

Для восстановления проницаемости до близкого к исходному значения в пласт через нагнетательные скважины, которые использовались для закачки пресной воды, подается минерализованная вода. Предложенное техническое решение показывает свою эффективность в лабораторных условиях, близких к пластовым. Данное положение проиллюстрировано на фиг. 2. Важно, чтобы глинистая часть коллектора была представлена глинистыми минералами, способными к обратимой гидратации (например, каолинитом).

Способ разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором при циклическом заводнении, включающий циклическое снижение и повышение давления в пласте закачкой воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что в пласт через нагнетательные скважины периодически закачивают минерализованную воду в объеме 0,1-5 поровых объемов пласта и пресную воду в объеме 0,1-5 поровых объемов пласта, при этом переход к закачке пресной воды после закачки минерализованной воды осуществляют без постепенного снижения минерализации, состав и концентрацию солей закачиваемой минерализованной воды оставляют на уровне пластовой, а цикл закачки вод различной минерализации многократно повторяют, пресную воду закачивают до момента времени, когда снижение приемистости нагнетательной скважины превысит допустимый технологический уровень - критическое падение пластового давления в областях целевого воздействия, минерализованную воду закачивают до момента времени, когда нагнетательная скважина выйдет на начальный или близкий к начальному режим работы, определяемый расходом нагнетаемой жидкости и давлением на устье.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки залежей нефти с двумя и более пластами. Способ включает спуск в ствол добывающей скважины ниже уровня жидкости колонны труб с насосами, а также установленными на концах труб фильтрами, отбор продукции из верхнего продуктивного пласта, разделение нефти и воды в стволе скважины, закачивание воды в нижний пласт, подъем нефти на поверхность.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки многопластовых залежей нефти. Способ включает спуск в ствол добывающей скважины колонны труб с фильтром ниже уровня жидкости в скважине, отбор продукции из верхнего пласта, разделение нефти и воды в стволе скважины, закачивание воды в нижний пласт, подъем нефти на поверхность.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к системе закачки воды в пласт для вытеснения нефти и поддержания пластового давления. Технический результат - исключение недозакачки воды в низкоприемистые нагнетательные скважины и стабилизация давления в подводящих водоводах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности к системе закачки воды в пласт для вытеснения нефти и поддержания пластового давления. Технический результат - повышение надежности работы насосов и увеличение межремонтного периода их эксплуатации.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки нефтяной малоразведанной залежи. Технический результат - повышение эффективности разработки нефтяной малоразведанной залежи.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к системе закачки воды в пласт с целью вытеснения нефти и поддержания пластового давления. Технический результат - минимизация перекачки воды в нагнетательные скважины одной приемистости и исключение недозакачки воды в нагнетательные скважины другой приемистости при оптимизации энергетических затрат на закачку воды в системе кустовой закачки воды в пласт и стабилизации давления в водоводах.

Изобретение относится к разработке газонефтяной залежи с осложненными условиями и может быть использовано при добыче нефти и газа на залежи, включающей газовые пласты с нефтяной оторочкой, содержащей высоковязкую нефть большой плотности.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к месторождениям легких нефтей (высокое газосодержание и давление насыщения нефти газом, близкое или равное начальному пластовому давлению), и направлено на повышение продуктивности скважин путем увеличения подвижности нефти за счет растворения в породе выделившегося из нефти газа при восстановлении пластового давления.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки многопластовых залежей нефти. Способ включает спуск колонны труб с фильтром ниже уровня жидкости в скважине, отбор продукции из скважины, разделение нефти и воды в стволе скважины, закачку воды в другой пласт, подъем нефти на поверхность.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов. Способ включает спуск в ствол добывающей скважины ниже уровня жидкости колонны труб с насосами, а также с установленными на концах труб фильтрами, отбор продукции из нижнего продуктивного пласта, раздел нефти и воды в стволе скважины, закачку воды в верхний пласт, подъем нефти на поверхность.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено в системе поддержания пластового давления. Устройство включает полый корпус с крышкой, в которой выполнены каналы подачи рабочего агента, и дном с выпускным каналом, расположенным в нем концентрично и имеющем площадь поперечного сечения, большую площади поперечного сечения канала подачи рабочего агента для сообщения полости корпуса с призабойной зоной скважины, подвижный рабочий орган, который образует с корпусом рабочие камеры. Подвижный рабочий орган выполнен в виде усеченного эллипса, установленного в корпусе на опоре скольжения и выполненного в виде оси с соотношением длин плеч верхнего и нижнего концов 1:2. В рабочем органе выполнен канал с возможностью сообщать рабочую камеру, опору скольжения с выпускным каналом дна корпуса, под дном расположена насадка с сообщающимся выпускным каналом и с радиальными отверстиями одинаковой площади поперечного сечения. Общая площадь поперечного сечения отверстий равна площади поперечного сечения выпускного канала. Нижняя поверхность крышки и верхняя поверхность дна выполнены в виде образующей цилиндра с возможностью перемещения по ним верхнего и нижнего плеч рабочего органа и изоляцией рабочих камер. Технический результат заключается в повышении длительной эффективности стационарной импульсной закачки жидкости. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для кустового сброса и утилизации попутно добываемой воды на нефтяных месторождениях поздней стадии разработки. Способ включает замер приемистости нагнетательной скважины, подачу продукции одной или более добывающих скважин в скважину для предварительного сброса воды, замер плотностей количества сырой нефти и газа, а также обводненности сырой нефти, плотностей нефти и воды, поступающих в скважину для предварительного сброса воды, деление в ней продукции на частично обезвоженную нефть, газ и воду, направление частично обезвоженной нефти и газа в сборный коллектор, подачу сброшенной воды в нагнетательную скважину. Определяют совместимость сброшенной воды с водой пласта, в который производится закачка из нагнетательной скважины, при совместимости вод нагнетательную скважину оснащают устройством для создания давления воды, достаточного для закачки воды в пласт, например, электроцентробежным насосом-«перевертышем». Это устройство выполняется с возможностью изменения подачи, например частотно-регулируемым приводом для электроцентробежного насоса-«перевертыша». Его устанавливают на минимальную подачу, определяют соответствие качества сброшенной воды геологическим условиям пласта. При неудовлетворительном качестве сброшенной воды она направляется в сборный коллектор, при удовлетворительном ее направляют в нагнетательную скважину, замеряют количество поступающей в нагнетательную скважину сброшенной воды, затем с выбранным постоянным или переменным шагом производят увеличение подачи устройства для создания давления воды. Это увеличение производится до тех пор, пока качество сброшенной воды удовлетворяет геологическим условиям пласта. Технический результат заключается в повышении эффективности кустового сброса и утилизации попутно добываемой воды. 2 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано в системах добычи и сбора нефти и газа при разработке нефтяных месторождений, особенно на поздних стадиях разработки, когда продукция нефтяных скважин характеризуется большой обводненностью. Технический результат - повышение эффективности управления кустом скважин. Способ предусматривает использование добывающих скважин. Среди них одну или несколько скважин оборудуют насосной установкой с возможностью изменения подачи. У каждой добывающей скважины известен пласт или пласты, из которых осуществляют добычу. На устье каждой добывающей скважины замеряют количество добытых сырой нефти и нефтяного газа, а также обводненность сырой нефти. Продукцию добывающих скважин направляют в сборный коллектор куста скважин. Куст содержит одну или более нагнетательных скважин. У каждой нагнетательной скважины известен пласт или пласты, в которые производят закачку. Определяют приемистость по закачиваемой воде и требуемое давление закачки. Исследуют совместимость закачиваемой воды с пластовой водой. Закачку осуществляют при совместимости закачиваемой и пластовой вод. Определяют координаты всех добывающих и нагнетательных скважин куста, использующих одни пласты. Для каждой добывающей скважины замеряют время подъема скважинной продукции от приема насосной установки до устья скважины при максимальной подаче. Замер количества добытых сырой нефти и нефтяного газа производят с периодичностью не больше чем половина от замеренного времени подъема жидкости для данной скважины. На устье каждой нагнетательной скважины замеряют давление закачиваемой воды и ее количество. Замер количества закачиваемой воды и давления на устье производят с периодичностью не больше чем половина от замеренного времени поступления воды на устье каждой нагнетательной скважины до пакера. Для каждой нагнетательной скважины восстанавливают изменение количества закачиваемой воды и ее давления на устье во времени. Для каждой добывающей скважины по восстановленным изменениям во времени количества добытых сырой нефти и нефтяного газа определяют зависимость от количества закачиваемой воды и давления на устье, а также расстояния для каждой нагнетательной скважины, ведущей закачку в тот же пласт. Для добывающих скважин, оборудованных насосными установками с возможностью изменения подачи, такие зависимости определяют при разных подачах. На основании полученных зависимостей для всех добывающих скважин производят управление кустом скважин. Причем система подачи подготовленной воды для закачки выполнена с возможностью изменения количества подаваемой воды и давления на устье для одной или более нагнетательных скважин. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных залежей с применением заводнения. Задача изобретения - снижение трудоемкости контроля за процессом заводнения нефтяной залежи при закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины. По способу осуществляют закачку вытесняющего агента и отбор нефти через систему нагнетательных и добывающих скважин. Изменяют режим заводнения в процессе разработки. Закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину производят в интенсивном режиме. С помощью наземных средств измерений, входящих в автоматизированную систему управления технологическим процессом, в режиме реального времени осуществляют мониторинг изменения роста объема добываемой нефти в зависимости от роста объема закачки вытесняющего агента до момента резкого спада объема добываемой нефти. Далее фиксируют величину объема закачки вытесняющего агента, при которой произошел указанный спад. Дальнейшую закачку в нагнетательную скважину производят в объеме ниже этой установленной величины. 1 пр., 6 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к области разработки нефтяных залежей горизонтальными скважинами. Технический результат - увеличение нефтеизвлечения за счет выравнивания фронта закачиваемой жидкости в пласт и расширение области применения горизонтальных скважин при различных условиях разработки залежей. По способу осуществляют строительство горизонтальных добывающих скважин, охватывающих залежь, и горизонтальных нагнетательных скважин. Нагнетают вытесняющий агент через нагнетательные скважины и осуществляют отбор продукции добывающими скважинами. Горизонтальные добывающие скважины размещают параллельно друг другу. Между горизонтальными участками и параллельно горизонтальным участкам располагают горизонтальную нагнетательную скважину. Нагнетание в нее начинают от забоя. При снижении приемистости коллекторов на забое горизонтальной нагнетательной скважины до предельно рентабельной неработающий участок горизонтального ствола изолируют последовательно в направлении от забоя к началу горизонтального ствола нагнетательной скважины. При этом горизонтальные добывающие скважины проводят в проницаемом прослое ниже кровли пласта на расстоянии 3-6 м и выше водонефтяного контакта на расстоянии не менее 10 м. Горизонтальную нагнетательную скважину строят равноудаленной от горизонтальных участков добывающих скважин на расстоянии шага проектной сетки. Закачку вытесняющего агента осуществляют с повышением пластового давления на 10-20% по сравнению с зоной отбора. Предусматривают возврат к предыдущим интервалам эксплуатации по истечении времени, достаточного для восстановления и выравнивания фронта закачиваемой жидкости в пласте. Горизонтальные участки добывающих скважин вскрывают в двух интервалах на расстоянии, исключающем их гидродинамическую связь. Отбор продукции производят поочередно. При этом переключение с одного интервала добычи на другой осуществляют при достижении предельно рентабельной обводненности продукции. 6 ил., 1 пр.

Группа изобретений относится к области интенсификации углеводородов из подземного пласта. Технический результат - повышение эффективности способа. По способу осуществляют установку первого устройства в первую горизонтальную скважину. Нагнетают первую текучую среду в первую горизонтальную скважину через первое устройство. Осуществляют добычу углеводородов из второй горизонтальной скважины, расположенной под первой скважиной. Нагнетают вторую текучую среду в третью скважину, смещенную вбок от каждой из скважин, первой и второй, для вытеснения текучих сред в коллекторе ко второй скважине. При этом продолжают добычу углеводородов из второй скважины. Устанавливают гидравлическую связь между первой, второй и третьей скважинами. Увеличивают давление в первой скважине с использованием второй текучей среды, нагнетаемой в третью скважину. Закрывают первую скважину, когда давление в ней увеличивается второй текучей средой до давления, достаточного для вытеснения углеводородов из второй скважины при их добыче. 4 н. и 25 з.п. ф-лы, 10 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождения нефти, продуктивные пласты которого представлены терригенным типом коллектора и состоят из двух горизонтов. Технический результат - повышение коэффициента нефтеизвлечения месторождения. По способу разбуривают месторождение по рядной системе с треугольной сеткой скважин. Осуществляют закачку рабочего агента в нагнетательные скважины. Из добывающих скважин осуществляют добычу нефти. На начальном этапе разработки месторождение, продуктивный пласт которого представлен двумя горизонтами, делят центральным разрезающим рядом нагнетательных скважин с расстоянием между скважинами не менее чем 300 м. Центральный разрезающий ряд размещают по линии максимальной структуры залежи, нагнетательные скважины в котором выполняют со вскрытием общим фильтром обоих горизонтов. Ближайший - первый ряд добывающих скважин бурят на расстоянии от центрального ряда не менее чем 500 м. Разбуривание остальных участков пласта проводят с расстоянием между скважинами 300-400 м. После прокачки центральным рядом нагнетательных скважин 0,4-0,7 долей единиц порового объема до ближайших рядов добывающих скважин останавливают не менее чем 90% скважин центрального ряда нагнетательных скважин. После отбора нефти в целом по месторождению более чем на 90% от начальных извлекаемых запасов нефти между центральным разрезающим рядом нагнетательных скважин и ближайшим рядом добывающих бурят уплотняющий ряд добывающих скважин. Скважины самого центрального ряда переводят в добычу по верхнему горизонту. При обводнении добывающих скважин первого ряда до 98% их переводят под нагнетание воды. 2 пр., 2 ил.

Группа изобретений относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использована для повышения нефтеотдачи пласта при разработке обводненных залежей с вязкой нефтью и битума на поздней стадии разработки. Способ включает вскрытие пласта с возможностью перевода добывающей скважины в нагнетательную, обработку пласта, выдержку скважины без какого-либо воздействия, отбор нефти из пласта. Причем в нагнетательную скважину спускают систему СВЧ электромагнитных генераторов с частотой излучения 2,5 ГГц, соединенную со щелевой антенной посредством фидера. Длину щелевой антенны выбирают равной толщине водоносной области пласта. В режиме нагнетания осуществляют закачку воды в пласт с одновременным воздействием на пласт СВЧ электромагнитным полем, мощность излучения определяется временем нагрева закачиваемой воды в забое скважины до необходимой температуры. При заполнении 5-10% объема порового пространства пласта осуществляют выдержку скважины, переводят скважину в добывающую и проводят отбор жидкости из добывающей скважины. Техническим результатом является повышение эффективности и рентабельности разработки обводненных залежей высоковязкой нефти, интенсификация нефтедобычи в обводненных залежах высоковязкой нефти за счет повышения охвата воздействием на пласт нагревом в призабойной зоне пласта добывающих скважин. 2 н.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта за счет более эффективного и рационального размещения сетки скважин на площади месторождения с учетом тектонических и геомеханических условий залегания продуктивных пород. По способу осуществляют геофизические исследования разведочных скважин методом кросс-дипольного акустического каротажа. Отбирают ориентированный керн с последующим определением направлений естественной трещиноватости. Определяют региональные направления максимальных напряжений нефтенасыщенных пород. По полученным результатам размещают нагнетательные скважины вдоль региональных направлений максимальных напряжений. Между нагнетательными скважинами размещают добывающие скважины с образованием системы разработки. Часть нагнетательных скважин, попадающих в зоны тектонических нарушений и ближе 200 м, вводят в эксплуатацию как добывающие с последующим переводом под нагнетательные скважины. Добывающие скважины, при их обводнении выше порога рентабельности и при необходимости поддержания пластового давления в месторождении, переводят в нагнетательные скважины. Перевод скважин осуществляют таким образом, чтобы они постепенно образовывали сплошные ряды нагнетательных скважин вдоль региональных направлений максимальных напряжений нефтенасыщенных пород и обеспечивали равномерное вытеснение нефти. 2 з.п. ф-лы, 3 табл., 8 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластового нефтяного месторождения. Технический результат - повышение нефтеотдачи месторождения. При разработке многопластового нефтяного месторождения ведут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины общим фильтром. Отбор пластовой продукции через добывающие скважины тоже ведут общим фильтром. Разрабатывают верхний пласт в режиме компенсации отбора закачкой рабочего агента при давлении нагнетания в соответствии с приемистостью пласта. Вблизи нагнетательной скважины организуют шурф и закачивают рабочий агент через шурф в нагнетательную скважину с повышенным давлением закачки, достаточным для поступления рабочего агента как в верхний, так и в нижний пласт. Добывающие скважины эксплуатируют в режиме постоянного забойного давления. После реагирования добывающих скважин на повышение давления закачки рабочего агента продолжают разработку в режиме компенсации отбора закачкой рабочего агента. Производят перераспределение компенсации отбора по двум пластам одновременно от добывающих скважин с высокой обводненностью пластовой продукции и высоким забойным давлением к добывающим скважинам с низкой обводненностью и низким забойным давлением. Для этого на добывающих скважинах с увеличивающейся обводненностью пластовой продукции уменьшают время работы насосного оборудования при постоянном забойном давлении. На добывающих скважинах с низкой обводненностью увеличивают время работы насосного оборудования при постоянном забойном давлении. 1 пр.
Наверх