Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами



Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами
Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами
Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами
Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами
Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами
Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами

 


Владельцы патента RU 2550642:

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

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.

 

Предлагаемый способ относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки нефтяных залежей горизонтальными скважинами.

Известен способ разработки нефтяного месторождения (патент RU №2215130, МПК7 Е21В 43/20, опубл. 27.10.2003), включающий разбуривание месторождения системой вертикальных нагнетательных и горизонтальных добывающих скважин с выбором их траектории, закачку вытесняющей жидкости и добычу нефти. Траектории горизонтальных добывающих скважин определяют соединением предполагаемых забоев вертикальных добывающих скважин по рядной схеме размещения. Располагают начало горизонтального ствола в стягивающей зоне. Конец ствола располагают в крайнем ряду добывающих скважин, наиболее близком к линии нагнетания. Проводят его с многократным вскрытием залежи путем входа и выхода ствола в продуктивный пласт. По мере перемещения фронта воды в процессе разработки забои горизонтальных добывающих скважин перемещают к стягивающей зоне путем поэтапного отключения интервалов пересечения продуктивных пластов.

Недостатком способа является то, что при его применении запасы нефти вырабатываются не полностью, так как при отключении интервалов пересечения продуктивных пластов нет возможности повторного возврата к их эксплуатации. В результате увеличения расстояния от линии нагнетания до ряда добывающих скважин снижается влияние фронта закачиваемой воды, уменьшается пластовое давление и, как следствие, дебиты нефти и объемы добываемой продукции.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами (патент RU №2474678, МПК Е21В 43/16, опубл. 10.02.2013, Бюл. №4), включающий строительство горизонтальных добывающих скважин, охватывающих залежь, и горизонтальных нагнетательных скважин, нагнетание вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции добывающими скважинами. Горизонтальные добывающие скважины размещают параллельно друг другу, причем из горизонтальных участков последовательно в разные стороны в более проницаемых участках бурят восходящие к кровле пласта ответвления. Между горизонтальными участками и параллельно горизонтальным участкам располагают горизонтальную нагнетательную скважину, нагнетание в которой 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.

Недостатком способа является то, что не предусмотрен вариант повторного возврата к эксплуатации ранее изолированных участков горизонтального ствола. Недостатком является также то, что при последовательной изоляции горизонтального ствола нагнетательной скважины удаленные участки горизонтального ствола добывающей скважины остаются без влияния закачиваемой в пласт вытесняющей жидкости. В результате неполного охвата воздействием применение способа разработки не позволит выравнивать фронт продвижения вытесняющей жидкости по пласту, который препятствует прорыву закачиваемой жидкости к интервалам перфорации горизонтальных добывающих скважин, и увеличить дебиты нефти скважин.

Техническими задачами предлагаемого способа являются повышение технологической и экономической эффективности разработки залежей нефти за счет увеличения коэффициентов охвата выработкой запасов нефти и нефтеизвлечения в результате выравнивания фронта продвижения закачиваемых вытесняющих агентов и повторной эксплуатации обводненных участков горизонтального ствола скважины.

Технический результат достигается способом разработки нефтяной залежи, включающим строительство горизонтальных добывающих скважин, охватывающих залежь, и горизонтальных нагнетательных скважин, нагнетание вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции добывающими скважинами, при этом горизонтальные добывающие скважины размещают параллельно друг другу, между горизонтальными участками и параллельно горизонтальным участкам располагают горизонтальную нагнетательную скважину, нагнетание в которой 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.

Новым является то, что 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, а отбор продукции производят поочередно, причем переключение с одного интервала добычи на другой осуществляют до достижения предельно рентабельной обводненности продукции.

На фиг. 1 представлена схема осуществления предлагаемого способа разработки залежи нефти (вид сверху) на участке из трех горизонтальных скважин. На фиг. 2 изображен разрез залежи А-А по фиг. 1. На фиг. 3 и фиг. 4 изображен разрез А-А горизонтальной добывающей скважины по фиг. 1. На фиг. 5 и фиг. 6 изображен разрез В-В горизонтальной нагнетательной скважины по фиг. 1.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Нефтяную залежь 1 (фиг. 1, 2) разбуривают вертикальными скважинами 2-4 (фиг. 1) по редкой сетке. По данным бурения скважин и сейсмических исследований, проведенных на территории месторождения, уточняют геологическое строение нефтяной залежи. Определяют проницаемость, пористость коллекторов. Производят замеры пластового давления в скважинах 2-4.

Выбирают участок залежи 1 с нефтенасыщенными толщинами более 15 м. Сначала на участке залежи 1 строят как минимум две горизонтальные добывающие скважины 6, 7 и между ними одну горизонтальную нагнетательную скважину 8, которые размещают параллельно друг другу. Число горизонтальных добывающих скважин 6, 7 на участке залежи 1 ограничивается размерами выбранного участка, плотностью проектной сетки, которая в свою очередь зависит от типа коллекторов, фильтрационно-емкостных свойств пород (проницаемости, пористости) и величины запасов нефти. При низких значениях проницаемости и пористости коллекторов проектная сетка уплотняется, например, с 400×400 м до 200×200 м, число горизонтальных добывающих скважин 6, 7 и соответственно горизонтальных нагнетательных скважин 8 на участке залежи 1 возрастет.

Горизонтальные добывающие скважины 6, 7 проводят в проницаемом прослое, причем они располагаются ниже кровли пласта 1 (фиг. 2) на расстоянии a=3,0-6,0 м, и выше водонефтяного контакта (ВНК) - на расстоянии b=10,0 м, увеличивающем безводный период эксплуатации скважины. Уменьшение расстояния до водонефтяного контакта приведет к прорыву подошвенной воды к горизонтальным участкам добывающих скважин 6, 7 (фиг. 1) в результате различия вязкостей нефти и пластовой воды.

Между горизонтальными участками добывающих скважин 6, 7 строят горизонтальную нагнетательную скважину 8, равноудаленную от горизонтальных участков добывающих скважин 6, 7 на расстояние l шага проектной сетки. Длина горизонтальной нагнетательной скважины 8 не превышает длину горизонтальных участков добывающих скважин 6, 7.

Обсадные колонны 9 (фиг. 3, 4) горизонтальных скважин 6, 7 (фиг. 1) вскрывают перфорацией 10, 11 (фиг. 3, 4) минимально в двух интервалах, на расстоянии c, исключающем их гидродинамическую связь. Между этими интервалами устанавливают проходные пакеры 12, позволяющие производить поинтервальный отбор пластовой жидкости.

В горизонтальные участки добывающих скважин 6, 7 (фиг. 1) спускают колонны насосно-компрессорных труб 13 (фиг. 3, 4) с боковыми отверстиями 14. Нижний конец колонны труб 13 заглушен.

В горизонтальный участок нагнетательной скважины 8 (фиг. 1) спускают насосно-компрессорные трубы 16 (фиг. 5). В конце НКТ 16 устанавливают проходной пакер 17, позволяющий производить поинтервальную закачку вытесняющей жидкости в нагнетательную скважину 8 (фиг. 1) с целью поддержания пластового давления (например, в виде самоуплотняющейся манжеты, не пропускающей вытесняющую жидкость от забоя к устью).

Горизонтальные добывающие скважины 6, 7 осваивают и пускают в эксплуатацию. Пластовую жидкость начинают отбирать из самых удаленных горизонтальных участков добывающих скважин 6, 7. Число интервалов перфорации 10, 11 (фиг. 3, 4) и проходных пакеров 12 зависит от длины горизонтального участка и проницаемости пород-коллекторов пласта 1 (фиг. 1, 2). Чем выше проницаемость пород, тем на большем расстоянии производят перфорацию и реже устанавливают проходные пакеры 12 (фиг. 3, 4).

При достижении предельно рентабельной обводненности продукции и снижении дебита нефти неработающие интервалы 15 (фиг. 4) горизонтальных участков добывающих скважин 6, 7 (фиг. 1) перемещают в направлении начала горизонтального ствола для того, чтобы отбор пластовой жидкости осуществлялся через перфорационные отверстия 11 (фиг. 3, 4) обсадной колонны 9, находящиеся между проходными пакерами 12 во втором интервале пласта 1 (фиг. 1). Осваивают под отбор каждый следующий интервал горизонтального участка добывающих скважин 6, 7 с использованием НКТ 13 (фиг. 3, 4) и проходных пакеров 12. Применение проходных пакеров 12 в насосно-компрессорных трубах 13 позволяет переключаться с одного интервала добычи на другой при достижении предельно рентабельной обводненности продукции и возвращаться к предыдущим интервалам эксплуатации по истечении времени, достаточного для восстановления давления и выравнивания фронта закачиваемой вытесняющей жидкости в пласте 1 (фиг. 1).

При этом неработающие участки 15 (фиг. 4) изолируют последовательно в направлении от забоя к началу горизонтального участка установленными проходными пакерами 12 (фиг. 3, 4).

После обводнения последнего, наиболее удаленного от забоя интервала 11, НКТ 13 перемещают к забою для отбора из первого от забоя интервала 10 горизонтального участка 15 добывающих скважин 6, 7 (фиг. 1) через отверстия 14 (фиг. 3).

Горизонтальную нагнетательную скважину 8 (фиг. 1) осваивают и пускают в эксплуатацию. Первоначально закачку вытесняющей жидкости осуществляют в призабойную часть 18 (фиг. 5) горизонтального участка нагнетательной скважины 8 (фиг. 1).

Для получения максимального влияния вытесняющего агента на горизонтальные добывающие скважины закачку вытесняющего агента осуществляют с повышением пластового давления на 10-20% по сравнению с зоной отбора. Данная зависимость установлена по результатам опытных работ, проведенных на нефтяных месторождениях. В результате обеспечиваются стабильное и непрерывное воздействие на продуктивный пласт 1, эффективное использование вытесняющего агента, увеличение дебита и объемов добываемой продукции. При снижении приемистости пород-коллекторов на забое горизонтальной нагнетательной скважины 8 до предельно рентабельной неработающий участок 19 (фиг. 6) горизонтального ствола нагнетательной скважины 8 (фиг. 1) изолируют последовательно в направлении от забоя к началу горизонтального ствола установкой пакера-отсекателя 20 (фиг. 6) или цементируют. Затем осваивают под нагнетание следующий интервал 21 горизонтального участка нагнетательной скважины 8 (фиг. 1) с использованием НКТ 16 (фиг. 5, 6) и пакера 22.

Пример конкретного выполнения

Осуществление данного способа рассмотрим на примере участка, характерного для массивной залежи нефти турнейского яруса. Нефтяную залежь 1 (фиг. 1, 2) разбуривают скважинами 2-4 (фиг. 1) по сетке 300×300 м. По данным глубокого бурения скважин 2-4 и сейсмических исследований методом 2D, проведенных на территории месторождения, уточнили геологическое строение залежи 1, построили структурную карту по кровле турнейского яруса. Нижней границей для залежи 1 является водонефтяной контакт (ВНК) (фиг. 2).

Выбрали участок залежи с эффективными нефтенасыщенными толщинами 19,6 м. Размеры выделенного участка залежи составили 840×840 м, извлекаемые запасы нефти - 330 тыс. т. Определили проницаемость - 0,110 мкм2, пористость - 12,3%, нефтенасыщенность - 80,0%. Пластовое давление равно 10,4 МПа.

Сначала на участке залежи 1 (фиг. 1) построили две горизонтальные добывающие скважины 6, 7 на расстоянии 300 м друг от друга и между ними на расстоянии 150 м одну горизонтальную нагнетательную скважину 8. Горизонтальные скважины 6-8 разместили параллельно друг другу в горизонтальной плоскости. Длины горизонтальных участков скважин 6-8 составили 280-285 м.

Расстояние a (фиг. 2) от кровли пласта 1 (фиг. 1) до забоя каждого горизонтального участка добывающих скважин 6, 7 составило 6,0 и 9,2 м. Расстояния b (фиг. 2) от самых низких точек на горизонтальных участках добывающих скважин 6 (фиг. 1) и 7 до ВНК (фиг. 2) составили 12,6 и 10,4 м.

Колонны обсадных труб 9 (фиг. 3, 4) вскрыли перфорацией 10, 11 в двух интервалах, наиболее удаленных от начала горизонтальных участков добывающих скважин 6, 7 (фиг. 1) на расстоянии 95,0 м друг от друга. В горизонтальные участки добывающих скважин 6, 7 спустили колонны насосно-компрессорных труб 13 (фиг. 3, 4) с боковыми отверстиями 14, нижний конец которых заглушен. Между интервалами перфорации на расстоянии 110 м от забоя установили проходной пакер 12.

В горизонтальный участок нагнетательной скважины 8 (фиг. 1) спустили насосно-компрессорные трубы (НКТ) 16 (фиг. 5, 6). На расстоянии 105 м от забоя установили проходной пакер 17.

Горизонтальные добывающие скважины 6, 7 (фиг. 1) освоили и пустили в эксплуатацию. Пластовую жидкость начали отбирать из призабойной зоны 15 (фиг. 3) горизонтальных участков добывающих скважин 6, 7 (фиг. 1). Горизонтальные добывающие скважины 6, 7 работали в течение 3 лет с дебитами нефти 12,0 и 10,6 т/сут. К концу четвертого года эксплуатации обводненность продукции возросла до 88,0 и 91,0%, а дебиты нефти снизились до 1,9 и 1,2 т/сут. НКТ 13 (фиг. 3, 4) горизонтальных добывающих скважин 6, 7 переместили в направлении начала горизонтального ствола на 98,0 м для того, чтобы отбор пластовой жидкости осуществлялся через перфорационные отверстия 11 (фиг. 3, 4) обсадной колонны, находящиеся между проходными пакерами 12 во втором интервале горизонтального участка добывающих скважин 6, 7 (фиг. 1). Затем освоили под отбор нефти второй интервал 11 (фиг. 3, 4) горизонтального участка добывающих скважин 6, 7 (фиг. 1) с использованием НКТ 13 (3, 4) и проходных пакеров 12.

Горизонтальную нагнетательную скважину 8 (фиг. 1) освоили и пустили в эксплуатацию одновременно с горизонтальными добывающими скважинами 6, 7. Вытесняющую жидкость стали закачивать в призабойную часть 18 (фиг. 5) горизонтальной нагнетательной скважины 8 (фиг. 1).

Горизонтальная нагнетательная скважина 8 работала в режиме с избыточным устьевым давлением, превышающим начальное пластовое на 10,8%. Среднесуточная закачка вытесняющего агента составила 94,5 м3, за 3,5 года она снизилась до 15 м3/сут, пластовое давление на участке залежи понизилось на 2,8 МПа.

В связи с отсутствием приемистости в первом интервале 18 (фиг. 5) горизонтального участка нагнетательной скважины 8 (фиг. 1) освоили под нагнетание следующий интервал 21 (фиг. 6) горизонтального участка нагнетательной скважины 8 (фиг. 1) длиной 85 м. Неработающий участок 19 (фиг. 6) горизонтального ствола изолировали, установив пакер-отсекатель 20. Горизонтальную нагнетательную скважину 8 (фиг. 1) пустили в эксплуатацию с использованием НКТ 16 (фиг. 6) и пакеров 20 и 22.

Через 2 года эксплуатации второго интервала горизонтального участка добывающей скважины 6 (фиг. 1) и 2,4 года эксплуатации второго интервала горизонтального участка добывающей скважины 7 при увеличении обводненности продукции до 90,0% и снижении дебитов нефти до 2,0 и 1,6 т/сут горизонтальные добывающие скважины 6, 7 после выравнивания фронта продвижения закачиваемой жидкости в пласте 1 переключили на первый интервал добычи 15 (фиг. 3).

В результате работы горизонтальных добывающих скважин 6, 7 (фиг. 1) и горизонтальной нагнетательной скважины 8 на участке нефтяной залежи 1 получена дополнительная добыча нефти в количестве 7,5% по сравнению с аналогичными участками месторождения за счет переключения с одного интервала добычи на другой при достижении предельно рентабельной обводненности продукции.

Предлагаемый способ обеспечивает выравнивание фронта закачиваемой жидкости в пласт, увеличение нефтеизвлечения, расширение области применения горизонтальных скважин при различных условиях разработки залежей.

Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами, включающий строительство горизонтальных добывающих скважин, охватывающих залежь, и горизонтальных нагнетательных скважин, нагнетание вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции добывающими скважинами, при этом горизонтальные добывающие скважины размещают параллельно друг другу, между горизонтальными участками и параллельно горизонтальным участкам располагают горизонтальную нагнетательную скважину, нагнетание в которой 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, отличающийся тем, что 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, а отбор продукции производят поочередно, причем переключение с одного интервала добычи на другой осуществляют при достижении предельно рентабельной обводненности продукции.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Технический результат - увеличение нефтеотдачи залежи. По способу разработки залежи осуществляют закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие скважины. Разработку ведут с контролем объемов отбора пластовой продукции в добывающих скважинах и закачки рабочего агента через нагнетательные скважины с превышением объемов закачки над отборами. Предварительно при повышении обводненности добываемой продукции в нагнетательных скважинах проводят изоляцию зон поглощения. По достижении фронта вытеснения от нагнетательной скважины добывающей скважины в последней проводят гидроразрыв пласта с увеличением пластового давления на заданную величину и в условиях повышенного содержания нефти в околоскважинном пространстве, измененного вследствие изоляции зон поглощения. После гидроразрыва наблюдают обводненность добываемой продукции и при ее снижении - восстановлении до заданной величины продолжают разработку на установившихся режимах с прежними отборами пластовой продукции и закачки рабочего агента. 1 пр.
Наверх