Способ разработки нефтяного месторождения



Способ разработки нефтяного месторождения
Способ разработки нефтяного месторождения

 


Владельцы патента RU 2554971:

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

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.

 

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.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий рядное размещение нагнетательных скважин, размещение добывающих скважин между рядами нагнетательных скважин с заданным шагом сетки разбуривания и ее уплотнение путем бурения дополнительных скважин, закачку вытесняющего рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Согласно изобретению уплотнение сетки разбуривания скважин проводят на начальном этапе разработки путем размещения дополнительных добывающих скважин вокруг каждой добывающей скважины в сетке разбуривания с образованием единого структурного элемента за счет расположения забоев дополнительных добывающих скважин в пределах призабойной зоны (rпр) каждой добывающей скважины, которую вычисляют по формуле: rпр=rcexp(-S), где rc - фактический радиус скважины, S - коэффициент совершенства скважины (патент РФ 2167276, кл. Е21В 43/20, опубл. 20.05.2001).

Недостатками известного способа являются неравномерная выработка запасов нефти, невысокие темпы отбора нефти, быстрая обводняемость добываемой продукции и, как следствие, низкий коэффициент извлечения нефти (КИН).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки нефтяного месторождения, включающий рядное бурение вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку вытесняющего рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Согласно изобретению на первом этапе попарно бурят скважины нагнетательных рядов и ближайшие к ним первые ряды добывающих скважин и вводят их в эксплуатацию, на втором этапе парно бурят и вводят в эксплуатацию вторые ряды добывающих скважин, ближайшие к первым рядам добывающих скважин, и на последнем этапе бурят и вводят в эксплуатацию стягивающий центральный ряд добывающих скважин, причем под нагнетание на первом этапе осваивают скважины нагнетательных рядов через одну, затем на втором этапе после отработки на нефть осваивают под нагнетание оставшиеся скважины нагнетательных рядов, а все добывающие скважины первых добывающих рядов и через одну вторых добывающих рядов подвергают гидравлическому разрыву пластов (ГРП) и на последнем этапе под нагнетание осваивают добывающие скважины, образующие поперечные ряды, после их отработки на нефть, причем добывающие скважины стягивающего центрального ряда бурят в виде горизонтальных и/или многозабойных горизонтальных скважин с сокращением количества проектных скважин этого ряда в 3 раза (патент РФ №2476667, кл. Е21В 43/20, опубл. 23.06.2011 - прототип).

Известный способ позволяет добиться повышения КИН для относительно ровной поверхности залежей месторождения. На практике почти всегда встречаются месторождения, залежи которых имеют повышенные и пониженные структуры. Для таких месторождений эффективность заводнения, равномерная выработка и, соответственно, нефтеотдача остаются невысокими.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи нефтяного месторождения.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем разбуривание месторождения по рядной системе с треугольной сеткой скважин, добычу нефти из добывающих скважин, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины, перевод добывающих скважин в нагнетательные и наоборот, согласно изобретению 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, причем 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, а скважины самого центрального ряда переводят в добычу по верхнему горизонту, при обводнении добывающих скважин первого ряда до 98% их переводят под нагнетание воды.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу нефтяного месторождения, продуктивные пласты которого представлены терригенным типом коллектора, существенное влияние оказывает система разработки и ее изменение во времени в зависимости от стадии разработки, расположение добывающих и нагнетательных скважин с учетом геологии пластов, объемы закачанной воды и т.д. Существующие технические решения не в полной мере позволяют наиболее полно отобрать нефть из таких месторождений и достигнуть высоких значений КИН. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи нефтяного месторождения посредствам оптимизации системы разработки во времени. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение нефтяного месторождения в плане с размещением скважин. На фиг. 2 представлено схематическое изображение разреза по линии А-А нефтяного месторождения с размещением скважин. Обозначения: 1 - залежь месторождения, 2 - центральный разрезающий ряд нагнетательных скважин, 3 - ближайшие (первые) ряды добывающих скважин, 4 - уплотняющие ряды добывающих скважин, S - расстояние между скважинами в центральном разрезающем ряду 2 нагнетательных скважин, Х - расстояние от центрального ряда 2 до первого ряда 3 добывающих скважин, Z - расстояние между скважинами остальной части залежи 1 (далее от первого ряда добывающих скважин при движении к сводовым участкам залежи), ВНК - водонефтяной контакт, В - верхний нефтенасыщенный горизонт, Н - нижний нефтенасыщенный горизонт.

Способ реализуют следующим образом.

Нефтяное месторождение представлено одной большой залежью 1 (фиг. 1). Продуктивные пласты объединяются в два горизонта (верхний В и нижний Н) с терригенным типом коллектора (фиг. 2). Залежь 1 имеет антиклинальную структуру. Центральная часть залежи, идущая вдоль большей оси, является купольной.

Вдоль большей оси залежи бурят центральный разрезающий ряд 2 нагнетательных скважин с расстоянием между скважинами не менее чем S=300 м. Вскрывают общим фильтром оба горизонта В и Н. Ближайший ряд 3 добывающих скважин бурят на расстоянии от центрального ряда не менее чем X=500 м. Вскрывают общим фильтром либо оба, либо один горизонт. Остальную часть залежи 1 разбуривают также по рядной системе с треугольной сеткой добывающих и нагнетательных скважин с расстоянием между скважинами Z=300-400 м.

Согласно исследованиям при разработке залежей нефти антиклинальной формы (фиг. 2) с расстоянием X более 500 м между центральным нагнетательным рядом 2 и первым рядом 3 добывающих скважин на начальном этапе заводнение приводит к тому, что запасы нефти в купольной части остаются неотобранными. Закачиваемая вода «стекает» в пониженные, сводовые участки залежи.

Ведут разработку заводнением. После прокачки центральным рядом 2 нагнетательных скважин 0,4-0,7 д.ед. порового объема до ближайших рядов 3 добывающих скважин останавливают не менее чем 90% скважин центрального ряда 2 нагнетательных скважин. Разработку ведут оставшимися скважинами.

Согласно исследованиям для рассматриваемых залежей прокачка порового объема менее 0,4 д.ед. центральным рядом 2 приводит к незначительному охвату заводнением. Ближайшие добывающие скважины ряда 3 недостаточно подвержены системе поддержания пластового давления и соответственно характеризуются невысокими дебитами. Прокачка порового объема более 0,7 д.ед. центральным рядом 2 приводит к обводнению добывающих скважин ряда 3. Менее 10% скважин центрального ряда 2 нагнетательных скважин оставляют в работе в связи с тем, что некоторые участки с пониженным пластовым давлением требуют продолжения закачки. Исследования показали, что в некоторых участках между рядами 2 и 3 коллектор может иметь низкую проницаемость по сравнению со всей залежью 1, что приводит к плохому вытеснению нефти от нагнетательных скважин к добывающим и соответственно падению пластового давления. Согласно статистике таких участков вдоль центрального ряда 2 менее 10%.

После отбора нефти в целом по месторождению (залежи 1) более чем на 90% от начальных извлекаемых запасов нефти между центральным разрезающим рядом 2 нагнетательных скважин и ближайшим рядом 3 добывающих бурят уплотняющие скважины (ряды 4). Для этого предварительно проводят анализ выработки запасов залежи 1. При остаточных запасах на каком-либо участке, на который попадает скважина из ряда уплотняющих добывающих скважин, менее чем 15 тыс. т, данную скважину не бурят, т.к. она оказывается экономически нерентабельной. При наличии запасов на участке в количестве 15-25 тыс. т возможно бурение скважин малым диаметром. Таким образом, некоторые скважины уплотняющих рядов 4 могут отсутствовать.

Нагнетательные скважины самого центрального ряда 2 переводят в добычу по верхнему В горизонту. Обводняющиеся до 98% скважины рядов 3 переводят под нагнетание для поддержания пластового давления.

Подобный подход позволяет значительно повысить охват и нефтеизвлечение залежи за счет отбора запасов нефти из купольной части залежи 1, т.е. из рядов 2 и 4. Расчеты показали, что отбор нефти в целом по залежи 1 более чем на 90% от начальных извлекаемых запасов нефти означает, что сводовые участки залежи полностью выработаны и все остаточные запасы сосредоточены в районе центрального ряда 2. Причем нагнетание воды в центральный ряд 2 по обоим горизонтам на начальном этапе разработки приводит к тому, что согласно гравитационному разделению практически вся вода «стекает» из купольной части в сводовые зоны по нижнему Н горизонту. Кроме того, в большинстве случаев нижний Н горизонт имеет более высокую проницаемость по сравнению с верхним В. Поэтому верхний В горизонт вдоль центрального ряда 2 остается наименее выработанным. В связи с этим нагнетательные скважины центрального ряда 2 переводят в добычу именно по верхнему В горизонту.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи 1.

Результатом внедрения данного способа является повышение коэффициента нефтеизвлечения месторождения (залежи) посредствам оптимизации системы разработки во времени.

Примеры конкретного выполнения способа

Пример 1. Нефтяное месторождение представлено одной большой залежью 1 (фиг. 1). Залежь 1 имеет антиклинальную структуру. Длина залежи 3,5 км, ширина - 3,0 км. Продуктивные пласты объединяются в два горизонта (верхний В и нижний Н) с терригенным типом коллектора (фиг. 2). Кровля верхнего В пласта залегает на глубине 1620 м. Центральная часть залежи, идущая вдоль большей оси, является купольной. Эффективная нефтенасыщенная толщина верхнего В и нижнего Н горизонтов составляет 4-7 м и 3-6 м соответственно, проницаемость пластов 300-400 мД и 500-700 мД соответственно. Вязкость нефти в пластовых условиях составляет в среднем 5,5 мПа·с, средняя пористость 20%. Начальные геологические запасы месторождения (залежи) составляют 11760 тыс. т, начальные извлекаемые запасы нефти 6068 тыс. т, утвержденный КИН 0,516 д.ед.

Вдоль большей оси залежи бурят центральный разрезающий ряд 2 нагнетательных вертикальных скважин с расстоянием между скважинами S=300 м. Центральный ряд включает 10 нагнетательных скважин. Вскрывают общим фильтром оба горизонта. Ближайший ряд 3 вертикальных добывающих скважин бурят на расстоянии X=500 м от центрального ряда. Каждый ряд 3 включает по 8 добывающих скважин. Вскрывают общим фильтром оба горизонта. Остальную часть залежи 1 разбуривают также по рядной системе с треугольной сеткой вертикальных добывающих и нагнетательных скважин с расстоянием между скважинами Z=300 м. Добывающие скважины бурят в количестве 26 скважин, нагнетательные - в приконтурной области в количестве 21 скважина.

Пласт разрабатывают заводнением. Закачивают пластовую воду через нагнетательные скважины и отбирают добываемую продукцию через добывающие скважины.

После прокачки центральным рядом 2 нагнетательных скважин 4900 тыс. м3 суммарного объема воды, что составляет 0,7 д.ед. порового объема до ближайших рядов 3 добывающих скважин, останавливают 9 скважин (90%) центрального ряда 2 нагнетательных скважин. Разработку ведут оставшимися добывающими и нагнетательными скважинами.

После отбора нефти в целом по месторождению (залежи 1) 5470 тыс. т. нефти, т.е. 90,1% от начальных извлекаемых запасов нефти, между центральным разрезающим рядом 2 нагнетательных скважин и ближайшим рядом 3 добывающих бурят уплотняющие скважины (ряды 4). Для этого предварительно проводят анализ выработки запасов залежи 1. Анализ выработки показал, что удельные остаточные запасы вдоль всего ряда 2 составляют не менее 15 тыс. т на скважину-точку. Для снижения затрат уплотняющие скважины бурят малым диаметром.

Анализ выработки запасов также показал, что нагнетание воды в центральный ряд 2 по обоим горизонтам на начальном этапе разработки привел к тому, что запасы верхнего В горизонта оказались менее выработанными ввиду различия в проницаемости горизонтов. Далее все нагнетательные скважины самого центрального ряда 2 переводят в добычу по верхнему В горизонту.

Во время последующей разработки скважины рядов 3 обводняются. При достижении обводненности 98% добывающие скважины рядов 3 переводят под нагнетание для поддержания пластового давления.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи 1.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Расстояние между скважинами центрального ряда 2 составляет S=400 м, ближайший ряд 3 добывающих скважин бурят на расстоянии от центрального ряда 2 на расстоянии Х=600 м, разбуривание остальных участков пласта проводят с расстоянием между скважинами Z=400 м. После прокачки центральным рядом 2 нагнетательных скважин 0,4 долей единиц порового объема до ближайших рядов добывающих скважин, останавливают все скважины центрального ряда 2. После отбора нефти в целом по месторождению 95% от начальных извлекаемых запасов нефти, между центральным разрезающим рядом 2 и ближайшим рядом 3 добывающих скважин бурят уплотняющий ряд добывающих скважин. Причем в каждый уплотняющий ряд 4 состоит из 4 скважин, т.к. анализ выработки запасов показал отсутствие экономически рентабельных запасов (более 15 тыс. т) для бурения в данные точки добывающих скважин.

В результате разработки, которую ограничили обводнением добывающих скважин до 98%, было добыто с месторождения (залежи) 6115 тыс. т нефти, КИН составил 0,520. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 5915 тыс. т нефти, КИН составил 0,503. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,017.

Предлагаемый способ позволяет увеличить нефтеотдачу месторождения.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения коэффициента нефтеизвлечения месторождения с терригенным типом коллектора, представленным двумя горизонтами, за счет оптимизации системы разработки во времени.

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий разбуривание месторождения по рядной системе с треугольной сеткой скважин, добычу нефти из добывающих скважин, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины, перевод добывающих скважин в нагнетательные и наоборот, отличающийся тем, что 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, причем 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, а скважины самого центрального ряда переводят в добычу по верхнему горизонту, при обводнении добывающих скважин первого ряда до 98% их переводят под нагнетание воды.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке чисто нефтяных залежей с низкопроницаемыми коллекторами. Способ разработки нефтяных низкопроницаемых залежей включает бурение добывающих и нагнетательных скважин по рядной системе разработки с проведением гидроразрыва пласта (ГРП) на всех скважинах.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для газификации угля. Комплекс включает подземный газогенератор, при этом отводящая скважина размещена в центре газифицируемого участка угля, а подающие скважины размещены вокруг нее по периферии газифицируемого участка угля.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи горизонтальными скважинами. Обеспечивает повышение коэффициента нефтеизвлечения продуктивного пласта и снижает скорость обводнения продукции добывающих скважин.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено в подземной газификации бурого угля в тонких и средней мощности пластах. Способ включает осушение угольного пласта, нагнетание в реакционный канал окислителя по вертикальным дутьевым скважинам, отсос из него продуктов газификации через газоотводящие скважины и минимизацию давления в реакционном канале.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке участков залежей нефти в карбонатных и терригенных коллекторах. Обеспечивает повышение охвата пласта вытеснением как по толщине, так и по площади, увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта и повышение темпов отбора нефти.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из неоднородных залежей. Способ разработки неоднородной нефтяной залежи включает бурение по любой из известных сеток вертикальных, горизонтальных и наклонных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке чисто нефтяных залежей с низкопроницаемыми коллекторами. Обеспечивает снижение темпов падения добычи нефти добывающими скважинами и увеличение коэффициента извлечения нефти. Сущность изобретения: способ включает бурение горизонтальных добывающих скважин с рядным размещением скважин и ориентацией горизонтальных стволов в направлении минимальных горизонтальных напряжений пласта, выполнение многостадийного гидроразрыва пласта (ГРП) и, согласно изобретению, параллельно рядам добывающих горизонтальных скважин, с чередованием через один ряд, бурят ряды нагнетательных наклонно-направленных скважин с выполнением на всех скважинах ГРП.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при разработке многопластовых нефтяных месторождений с залежами нефти в карбонатных и терригенных коллекторах.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с коллектором, имеющим естественную трещиноватость. Обеспечивает повышение коэффициента охвата и нефтеотдачи продуктивного пласта.

Изобретение относится к методам скважинной геотехнологии разработки залежей горючих сланцев с высоким выходом жидких углеводородов («сланцевой нефти»). Способ заключается в бурении на залежь горючих сланцев наклонно-направленных и вертикальных скважин, создании в них воспламененной зоны, сжигании части углеводородного сырья, прогреве залежи продуктами горения и отгонке сланцевого керогена в виде продуктов термической обработки горючих сланцев.

Группа изобретений относится к области интенсификации углеводородов из подземного пласта. Технический результат - повышение эффективности способа.

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.

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.

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.
Наверх