Способ разработки нефтяной залежи



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

 


Владельцы патента RU 2549639:

Гуторов Юлий Андреевич (RU)

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 нефтедобывающей промышленности, к способам разработки нефтяных залежей с применением заводнения.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку вытесняющего агента и отбор продукции через систему нагнетательных и добывающих скважин, в котором изменяют систему заводнения в процессе разработки от менее интенсивной к более интенсивной в зависимости от обводненности продукции многократным переходом от выбранной начальной системы заводнения в другие виды системы заводнения (Пат. РФ №1724858, приор. 21.01.1990 г., опубл. 07.04.1992 г.).

Известный способ предполагает начальные геофизические и гидродинамические исследования разведочных скважин на разбуриваемой залежи нефти с целью определения коллекторских свойств пласта, учитываемых при выборе системы заводнения.

Недостаток известного способа заключается в сложности технологии проведения способа.

Известен способ разработки обводненной нефтяной залежи (патент РФ №2230896, заявл. 25.02.2003, опубл. 20.06.2004, МПК Е21В 43/20), который по замыслу авторов позволяет управлять степенью обводненности добываемой продукции методом выравнивания пластового давления между водоносными и нефтеносными зонами залежи путем управления объемами закачки в нагнетательных скважинах и объемами отбора - в эксплуатационных.

Недостатком этого способа является то, что в качестве фактора, влияющего на степень обводненности добываемой продукции, была выбрана разница пластовых давлений между водоносными и нефтеносными зонами, оперативно оценить которую не всегда представляется возможным, особенно в эксплуатационных скважинах, для чего требуются достаточно трудоемкие измерения со специальной скважинной аппаратурой либо путем регистрации кривых восстановления давления («Гидродинамические исследования скважин». Р.С. Хисамов, Э.И. Сулейманов, Р.К. Ишкаев и др., Москва, ВНИИОЭНГ, 1999, 227 с.), на что уходит достаточно много времени.

Задачей предлагаемого изобретения является снижение трудоемкости контроля за процессом заводнения нефтяной залежи при закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины.

Следствием этого своевременного контроля является установление момента прорыва нагнетаемой воды к забоям добывающих скважин и дальнейшее регулирование объема закачки в нагнетательные скважины.

Указанная задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, содержащем закачку вытесняющего агента и отбор нефти через систему нагнетательных и добывающих скважин, изменение режима заводнения в процессе разработки, производят закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину в интенсивном режиме, при этом 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, и дальнейшую закачку в нагнетательную скважину производят в объеме ниже этой установленной величины.

На фиг. 1 представлена схема пятиточечной ячейки расположения нагнетательной скважины 1 и добывающих скважин 2, 3, 4, 5.

На фиг. 2 дана динамика изменения объема добываемой нефти (QH) и объема сопутствующей воды (QB) от объема закачанной в нагнетательную скважину 1 воды (Qзак) в добывающей скважине 2.

На фиг. 3 дана динамика изменения объема добываемой нефти (QH) и объема сопутствующей воды (QB) от объема закачанной в нагнетательную скважину 1 воды (Qзак) в добывающей скважине 3.

На фиг. 4 дана динамика изменения объема добываемой нефти (QH) и объема сопутствующей воды (QB) от объема закачанной в нагнетательную скважину 1 воды (Qзак) в добывающей скважине 5.

На фиг. 5 дана динамика изменения объема добываемой нефти (QH) и объема сопутствующей воды (QB) от объема закачанной в нагнетательную скважину 1 воды (Qзак) в добывающей скважине 4.

На фиг. 6 представлена конфигурация фронта вытеснения нефти с момента увеличения Qзак.

Кривая (а) соответствует равномерному распространению фронта вытеснения нефти при Qзак=Qmax.

Кривая (б) соответствует началу неравномерного распространения фронта вытеснения нефти при Qзак>Qmax в направлении скважин 3 и 4.

Кривая (в) соответствует неравномерному распространению фронта вытеснения нефти при Qзак>>Qmax в направлении скважин 3 и 4.

В реальных условиях контролировать расход закачиваемой и отбираемой продукции не представляет затруднений, т.к. практически все скважины оснащены наземными расходомерами, входящими в промысловую компьютезированную систему АСУ-ТП, (автоматизированная система управления технологическим процессом), что позволяет отслеживать эти параметры в реальном масштабе времени.

Анализ промысловых исследований, представленных на фиг. 2-5, показал, что по добывающим скважинам 2 и 5 (фиг. 2 и фиг. 4) наблюдается рост объема отобранной нефти (QH) и падение объема сопутствующей воды (QB), а по скважинам 3 и 4 (фиг. 3 и фиг. 5) наблюдается экстремальная зависимость между этими параметрами, когда по мере роста объема закачки воды (Qзак) в нагнетательную скважину 1 наблюдается сначала рост добываемой нефти, а затем - спад, после достижения некоторого максимального значения Qзак=Qmax, при этом закономерность изменения объема сопутствующей воды (QB) носит противоположный характер («зеркальный») (фиг. 3 и фиг. 5).

Экспериментальные исследования показали, что наблюдаемая по скважинам 3 и 4 экстремальная зависимость объясняется причинами проявления техногеннного гидроразрыва пласта, вызванного превышением объема закачки (QB) выше допустимого уровня, который привел к скачкообразному проявлению анизотропии проницаемости горной породы, слагающей выбранный участок.

При этом из механики горных пород известно (А.И. Спивак, А.Н. Попов. Механика горных пород. М., Недра, 1975 и П.М. Усачев. Гидравлический разрыв пласта. М., Недра, 1986), что после возникновения трещины гидроразрыва, если опять сбросить давление нагнетания, то произойдет смыкание трещины, и проницаемость пласта станет опять изотропной. Таким образом, процесс раскрытия-закрытия трещины является обратимым. В том случае, когда раскрытость трещины хотят сохранить, то в нее закачивают расклинивающий материал - проппант, и тогда после сброса давления раскрытость трещины сохраняется.

Таким образом, выявлено влияние неоднородности проницаемости горной породы, слагающей участок добычи нефти, на характер приемистости (Qзак), которую следует учитывать при дальнейшем выборе режима закачки воды в нагнетательную скважину.

На основе полученных результатов следует вывод о том, что объем закачки (Qзак) на участках месторождения, подтвержденных техногенному гидроразрыву, вызванному превышением его объема, и соответствующего ему давления закачки выше допустимого уровня, следует удерживать ниже величины, вызывающей проявление анизотропии проницаемости объекта закачки, приводящей к возникновению техногенного гидроразрыва.

При реализации заявленного способа производят закачку воды в нагнетательную скважину в интенсивном режиме с мониторингом изменения роста объема добываемой нефти в зависимости от роста объема закачки воды до момента резкого спада объема добываемой нефти, далее фиксируют величину объема закачки воды, при которой произошел указанный спад, и дальнейшую закачку воды в указанной зоне производят в объеме ниже этой установленной величины.

При таком режиме нагнетания воды не происходит ее прорыв по осям анизотропии проницаемости пласта, в зоне которой находятся добывающие скважины, тем самым уменьшается обводненность добываемой продукции.

Примером выполнения способа служит полученная экспериментально зависимость по скважинам 3 и 4 (фиг. 3 и фиг. 5), в которых наблюдается экстремальная зависимость между ростом объема закачки воды (Qзак) в нагнетательную скважину 1 и начальным ростом добываемой нефти (QH) до максимальной величины, а затем - спад, после достижения максимального значения Qзак=Qmax, при этом закономерность изменения объема сопутствующей воды (QB) носит противоположный характер («зеркальный») (фиг. 3 и фиг. 5).

Резкий спад добываемой нефти объясняется явлением техногеннного гидроразрыва пласта, вызванного превышением объема закачки Qзак выше допустимого уровня, который привел к скачкообразному проявлению анизотропии проницаемости горной породы, слагающей выбранный участок, на которых находятся скважины 3 и 4.

На фиг. 6 представлена конфигурация фронта вытеснения нефти с момента увеличения Qзак.

Кривая (а) соответствует равномерному распространению фронта вытеснения нефти при Qзак=Qmax.

Кривая (б) соответствует началу неравномерного распространения фронта вытеснения нефти при Qзак>Qmax в направлении скважин 3 и 4.

Кривая (в) соответствует увеличивающемуся неравномерному распространению фронта вытеснения нефти при Qзак>>Qmax в направлении скважин 3 и 4.

Динамика изменения конфигурации фронта вытеснения нефти отражает проявление анизотропии пласта в направлении скважин 3 и 4 с момента увеличения объема нагнетаемой воды выше допустимого, вызывающего техногенный разрыв пласта, при котором происходит рост обводненности нефти, что характеризуется кривой (QB) на фиг. 3 и фиг. 5.

Способ разработки нефтяной залежи, содержащий закачку вытесняющего агента и отбор нефти через систему нагнетательных и добывающих скважин, изменение режима заводнения в процессе разработки, отличающийся тем, что производят закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину в интенсивном режиме, при этом 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, и дальнейшую закачку в нагнетательную скважину производят в объеме ниже этой установленной величины.



 

Похожие патенты:

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.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для кустового сброса и утилизации попутно добываемой воды на нефтяных месторождениях поздней стадии разработки.

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к внутриконтурному заводнению пластов и поддержанию пластового давления при разработке нефтяных залежей с глиносодержащим коллектором.

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 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.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке купольной нефтяной залежи на заключительной стадии эксплуатации. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи. В способе разработки купольной нефтяной залежи на заключительной стадии эксплуатации ведут отбор пластовой продукции через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Выбирают локальный участок залежи согласно разности гипсометрических отметок между по крайней мере одной добывающей и по крайней мере одной нагнетательной скважиной на величину от 3 м и более. В добывающей скважине производят замену стандартного глубинно-насосного оборудования на глубинно-насосное оборудование с возможностью эксплуатации по времени в течение суток. При обнаружении изменения обводненности на 10-15% производят ограничение по объему извлекаемой пластовой продукции за счет изменения времени работы насосного оборудования в течение суток. При этом на участке нагнетательной скважины производят ограничение закачки либо полную остановку скважины. Производят периодические замеры изменения режима эксплуатации добывающей скважины по обводненности. При снижении обводненности продолжают эксплуатацию в упругом режиме без запуска влияющей нагнетательной скважины. Производят повторные периодические замеры обводненности и изменения забойного давления в добывающей скважине. При снижении забойного давления на 5% и более относительно первоначально замеренной величины производят запуск в работу нагнетательной скважины и продолжают контролировать изменение основных параметров по обводненности и забойному давлению в добывающей скважине. 1 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к способам регулирования разработки нефтяных месторождений. Технический результат - повышение коэффициента извлечения нефти за счет оптимизации режимов работы нагнетательных скважин и отбора продукции из добывающих скважин. По способу выделяют участок месторождения с гидродинамически связанными скважинами. Отбирают продукцию из добывающих скважин с анализом по дебиту. Осуществляют закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины с определением контуров взаимовлияния скважин и корректировкой дебитов добывающих скважин. 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. Учитывают реальную эксплуатацию на выделенных участках с использованием исторических баз данных от года до 20 лет с шагом 1-3 месяца и текущие данные 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. Суммарный объем закачки изменяют не более чем на 10%. Производят регулирование циклов режимов отбора и восстановления давления на добывающих скважинах, включающее время циклического форсированного отбора продукции в течениие 2-3 месяцев из добывающих скважин с сохраняющейся или незначительно повышающейся обводненностью с последующим восстановлением давления в этих скважинах. При этом остаточные запасы вырабатывают с использованием действующего фонда скважин с увеличением суммарного дебита и снижения общей обводненности продукции. Потоки движения жидкости перераспределяют до выработки остаточных запасов нефти. 4 ил., 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи. Технический результат - повышение нефтеотдачи. При разработке многопластового нефтяного месторождения осуществляют отбор пластовой продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и проведение гидроразрыва пласта в нагнетательной скважине. До проведения гидроразрыва пласта проводят закачку рабочего агента в нижний продуктивный пласт при отсутствии приема рабочего агента верхним продуктивным пластом. В нагнетательной скважине проводят гидроразрыв верхнего продуктивного пласта. Разобщают продуктивные пласты и организуют раздельную закачку рабочего агента в продуктивные пласты. Вблизи нагнетательной скважины организуют шурф и закачивают рабочий агент через шурф в верхний продуктивный пласт с повышенным давлением закачки. При увеличении забойного давления в реагирующей добывающей скважине увеличивают отбор пластовой продукции. Регулируют режимы работы скважин отдельно по каждому продуктивному пласту и добиваются оптимальной компенсации отбора. Продолжают разработку с поддержанием оптимальной компенсации отбора по каждому продуктивному пласту. 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Технический результат - увеличение нефтеотдачи залежи. Способ включает отбор пластовой продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и проведение гидроразрыва пласта в добывающей скважине. При этом до проведения гидроразрыва пласта в добывающей скважине разрабатывают нефтяную залежь с поддержанием оптимальной компенсации отбора пластовой продукции закачкой рабочего агента в диапазоне 110-125%. После гидроразрыва пласта эксплуатируют добывающую скважину с повышенным дебитом. До изменения оптимальной компенсации отбора, определяемой при достижении фронта изменения пластового давления от добывающей скважины до нагнетательной, вблизи нагнетательной скважины организуют шурф с насосом повышенного давления и объема закачки. Закачивают рабочий агент через шурф в нагнетательную скважину с повышенным давлением закачки. Повышают пластовое давление от нагнетательной скважины по залежи до достижения фронта пониженного давления от добывающей скважины. Добиваются оптимальной компенсации отбора. Продолжают разработку с поддержанием оптимальной компенсации отбора пластовой продукции закачкой рабочего агента в диапазоне 110-125%. 1 пр.
Наверх