Способ разработки нефтяных месторождений



Способ разработки нефтяных месторождений
Способ разработки нефтяных месторождений
Способ разработки нефтяных месторождений
Способ разработки нефтяных месторождений
Способ разработки нефтяных месторождений
Способ разработки нефтяных месторождений
Способ разработки нефтяных месторождений
Способ разработки нефтяных месторождений
Способ разработки нефтяных месторождений
Способ разработки нефтяных месторождений
Способ разработки нефтяных месторождений

 


Владельцы патента RU 2556094:

Общество с Ограниченной Ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" (RU)

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 разработке нефтяных месторождений с применением методов вытеснения нефти из пласта водой, в частности к формированию системы разработки в зависимости от геомеханических условий залегания продуктивных пород. Представляет собой выбор оптимального расположения скважин на площади углеводородного пласта с учетом азимутальной направленности максимальных напряжений пород. Способ включает проведение геофизических исследований скважин, таких как кросс-дипольный акустический каротаж по определению анизотропии азимутального распределения напряжений в продуктивных пластах, микросейсмического мониторинга при проведении гидроразрыва пласта для определения направления распространения трещин, которое совпадает с направлением максимальных напряжений пласта, исследований ориентированно отобранного керна по определению направлений естественной трещиноватости пород при их наличии, выявление дизъюнктивных нарушений в пределах нефтяного месторождения.

Известен широко применяемый метод площадной системы разработки нефтяных залежей, наиболее распространенные из которых пяти-, семи-, девятиточечная. Элементы системы при пятиточечной схеме разработки представляет собой квадрат, в углах которого находятся добывающие скважины, а в центре - нагнетательная. Соотношение нагнетательных скважин к добывающим - 1/1. При семиточечной схеме разработки элемент системы представляет собой шестиугольник с добывающими скважинами в вершине, нагнетательной в центре. Соотношение нагнетательных скважин к добывающим - 1/2. При девятиточечной схеме разработки соотношение нагнетательных скважин к добывающим - 1/3 (Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов. - 2-е изд., переработанное и дополненное. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1998 г.).

Недостатком данного подхода к системе разработки является расположение скважин без учета геомеханических свойств пласта/пластов, в частности распространения направлений максимальных напряжений, и расположения тектонических нарушений. Площадная система разработки более «жесткая», не допускает использовать другие нагнетательные скважины из элемента системы без нарушения геометрической упорядоченности расположения скважин. Это приводит к более значительному снижению коэффициента извлечения нефти из-за кинжального и языкового прорывов закачиваемой воды к забоям добывающих скважин практически по всем условным рядам в направлениях максимальных напряжений пород и вдоль тектонических нарушений, снижению безводного периода эксплуатации, появлению значительного количества участков с высокой остаточной нефтенасыщенностью, не участвующих в разработке.

Известен способ разработки нефтяного месторождения (авторское свидетельство №1806262 от 30.03.93 г., Е21В 43/30, 43/20, бюллетень №12 от 30.03.1993 г.), где с целью устранения перечисленных недостатков предусмотрено: установление на площади залежи месторождения систем разрывных нарушений продуктивного пласта, бурение добывающих и нагнетательных скважин на площади залежи, добыча углеводородов через добывающие скважины, размещенные в пределах систем разрывных нарушений на равном расстоянии, а нагнетательные скважины размещают за пределами разрывных нарушений. Также известен способ (авторское свидетельство №1806261 от 23.12.91 г., Е21В 43/30, 43/00, бюллетень №12 от 30.03.1993 г.), при котором на стадии разведки до бурения эксплуатационных скважин на основе данных космо- и аэрофотосъемки территории, сейсмических исследований для залежи строится карта системы разрывных нарушений, по результатам которой определяют места для бурения скважин в пределах зон разрывных нарушений с последующим бурением и добычей нефти и газа.

Известен способ разработки залежей углеводородов в трещинных коллекторах (авторское свидетельство №2148166, Е21В 43/30 от 27.10.2000 г.), при котором проводят комплекс геофизических и скважинных исследований, на основе полученных данных строят сейсмические разрезы и их палеореконструкции, определяют по ним геологические границы продуктивных пластов. Устанавливают местоположение зон разрывных нарушений, выделяют зоны неотектонических подвижек пласта. Бурят продуктивные скважины вблизи разрывных нарушений. Известен способ разработки нефтяного месторождения (авторское свидетельство №2292453 от 27.01.2007 г., Е21В 43/30, 43/16), при котором устанавливают на площади углеводородного пласта местоположения системы разрывных нарушений, размещают добывающие скважин вблизи них, а нагнетательных скважин за пределами или в пределах зон, ограниченных этими разрывными нарушениями, определяют гидравлическую связь разрывных нарушений со скважинами и/или другими разрывными нарушениями и состав добываемых из них флюидов-углеводородов и воды, управляют фильтрационными сопротивлениями между скважинами и разрывными нарушениями и, при притоке воды из-за контура нефтеносности или от нагнетательных скважин, увеличивают фильтрационные сопротивления между скважинами и разрывными нарушениями путем закачки водоизоляционных составов через добывающие или нагнетательные скважины или через скважины, которые для этого бурят, на контуре нефтеносности вблизи разрывных нарушений на линии тока воды, при этом переводят скважины из одной категории в другую; размещают добывающие скважины параллельно разрывным нарушениям на заданном расстоянии с учетом анизотропии проницаемости пласта по разным направлениям; размещают добывающие скважины вблизи пересечения нескольких разрывных нарушений, в добывающих скважинах, не связанных с нарушениями системой трещин, уменьшают фильтрационное сопротивление между скважинами и разрывными нарушениями направленной перфорацией, гидроразрывом пласта, бурением горизонтальных стволов и боковых стволов, физико-химическим воздействием; размещают нагнетательные скважины во внутренней части нефтенасыщенной зоны, ограниченной разрывными нарушениями, плотность сетки выбирают обратно пропорционально найденной проницаемости с учетом ее анизотропии по разным направлениям и переводят эти скважины на начальной стадии в добывающие скважины; размещают скважины на многопластовом месторождении с выбором их профиля, максимально приближенного к зонам разрывных нарушений; размещают добывающие скважины без пересечения с разрывными нарушениями, пересечение проводят в углеводородном пласте горизонтальным стволом, забуркой бокового ствола, гидроразрывом пласта; размещают скважины между соседними гидродинамически не связанными разрывными нарушениями, соединяя последние со скважиной путем бурения в ней дополнительных стволов, причем один или несколько стволов скважины используют для добычи углеводородов, а другой - под нагнетание водоизоляционных составов или как нагнетательный; в пластах определяют гидравлическую связь разрывных нарушений со скважинами и/или другими разрывными нарушениями постоянным мониторингом, с учетом системы трещин и каналов низкого фильтрационного сопротивления изменяют расположение добывающих и/или нагнетательных; местоположение разрывных нарушений устанавливают по данным аэрогеофизических исследований, наземной сейсморазведки, спектрально-сейсморазведочного профилирования, определения в пробах содержания олова (Sn), хрома (Cr), кобальта (Со) и их отношений Sn/Cr, Sn/Co, во время бурения по кавернометрии и темпу изменения поглощения бурового раствора, после бурения скважин путем вертикального сейсмического профилирования, гидропрослушивания, трассерных исследований, по изменению температуры по глубине скважины, акустическими методами, методом адаптации геолого-гидродинамической модели, уточняют положение разрывных нарушений геофизическими методами; определяют источник поступления нефти в залежь из нефтематеринских пород.

Недостатком перечисленных решений является отсутствие идеи адаптивности размещения скважин на площади месторождения нефти с учетом анизотропии азимутального распространения значений горизонтальных напряжений в продуктивных пластах, нерациональное расположение добывающих и нагнетательных скважин за пределами тектонических нарушений, реализуемое по «традиционной» системе разработки, не рассматриваются залежи углеводородов без тектонических нарушений.

Известен способ разработки нефтяного месторождения (авторское свидетельство №22911955 от 20.01.2007 г., Е21В 43/16), при котором устанавливают очаги сейсмоакустической активности и распределение трещиноватости по каждому продуктивному пласту, в процессе разработки регистрируют по площади сейсмоакустическую эмиссию и в реальном времени, по совокупности изменения сейсмоакустической эмиссии и показателей разработки месторождения, в частности карт изобар и обводненности скважин, определяют слабодренируемые, застойные и промытые зоны, меняют направления фильтрационных потоков, инициируют и интенсифицируют дополнительное трещинообразование в слабодренируемых и застойных зонах до уровня зарегистрированных шумов; для изменения направления фильтрационных потоков предлагают корректировать плотность сетки скважин и системы разработки, организовывать новые очаги заводнения, бурить дополнительные скважины и боковые стволы, при этом устанавливать взаимоположение добывающих и нагнетательных скважин относительно направления трещиноватости в элементах разработки, обеспечивающее преимущественно перпендикулярное к простиранию трещин вытеснение нефти, в частности в рядном элементе разработки нагнетательные скважины, в том числе горизонтальные и боковые стволы, располагать по линии направления трещиноватости, а добывающие, в том числе горизонтальные скважины и боковые стволы, - параллельно данной линии; предполагается постоянное или периодическое воздействие на залежь физическим излучением с возбуждением и распространением в геологической среде волн упругих колебаний, электромагнитных волн, импульсов для дополнительного трещинообразования в слабодренируемых и застойных зонах.

Недостатком данного способа является то, что рассматриваются залежи с трещинными и трещинно-поровыми коллекторами, находящимися в разработке, определяют слабодренируемые и застойные зоны, направления трещиноватости, оптимизируют сложившуюся систему разработки уплотнением сетки, бурением дополнительных скважин и боковых стволов с целью изменения направлений сложившихся фильтрационных потоков в процессе разработки. Расположение нагнетательных и добывающих скважин, в том числе горизонтальных и боковых стволов, параллельно направлениям трещиноватости предполагается только по дополнительно пробуренным скважинам на разрабатываемых залежах и на участках или отдельных элементах, где за счет данных скважин образуется рядная система разработки. Не рассматривается вся залежь в целом, не учитываются залежи углеводородов, имеющие поровый коллектор с отсутствием трещиноватости или незначительным ее количеством, отсутствует идея адаптивности размещения скважин на площади месторождения нефти с учетом анизотропии азимутального распространения значений региональных горизонтальных напряжений в продуктивных пластах, позволяющая повысить эффективность разработки, снизить долю слабодренируемых и застойных зон с начала реализации разработки, необходимо дополнительное физическое воздействие на продуктивные пласты.

Задачей предлагаемого способа является повышение эффективности разработки месторождения углеводородов при сопоставимых капиталовложениях, что и у «стандартных» систем разработки, повышение коэффициента извлечения нефти из пласта, которое достигается за счет более эффективного размещения добывающих и нагнетательных скважин на площади месторождения, учитывающего геомеханические и тектонические условия залегания продуктивных пород.

Поставленная задача достигается тем, что по способу разработки месторождения углеводородов устанавливают на площади углеводородного пласта местоположение разрывных нарушений и анизотропию распространения напряженности продуктивных пород, а именно азимутальную направленность максимальных горизонтальных напряжений. Тектонические нарушения определяются: до бурения скважин по данным сейсморазведки 3Д/2Д; во время бурения скважин, используя кавернометрию, а также по темпу изменения поглощения бурового раствора. Направления максимальных напряжений определяются: до бурения скважин принимаются по аналогии с соседними разрабатываемыми месторождениями нефти с аналогичными пластами; при бурении разведочных скважин и первых эксплуатационных скважин отбирают ориентированный по залеганию пород керн из целевого интервала пласта с последующим определением азимутальной направленности естественной трещиноватости; после бурения разведочных скважин проводятся геофизические исследования - кросс-дипольный акустический каротаж (определяет геомеханические свойства пород, направления естественной трещиноватости посредством замера скоростей продольных и поперечных акустических волн), при интенсификации притока с помощью гидроразрыва пласта выполняют также микросейсмический мониторинг. На основании полученных данных нагнетательные скважины размещают азимутально вдоль направлений максимальных напряжений продуктивных пластов. В случае обнаружения зоны разрывных нарушений, нагнетательная скважина, расположенная в непосредственной близости от данного нарушения, менее чем за 200 м, запускается в эксплуатацию как добывающая с отработкой на нефть до роста обводненности добываемой продукции более 95%, и/или выше порога рентабельности при сложившейся на момент проведения работ себестоимости добычи нефти, и/или при необходимости поддержания пластового давления в процессе эксплуатации. Затем скважина переводится под нагнетание вытесняющего агента, либо в пьезометрический фонд для контроля за энергетическим состоянием разработки в районе разлома. В процессе разработки месторождения проводится постоянный мониторинг за движением фильтрационных потоков, уточняются положения разрывных нарушений, локальные направления максимальных напряжений. Устанавливают гидродинамическую связь между нагнетательными и добывающими скважинами методом закачки трассерных агентов, гидропрослушивания, геолого-промыслового анализа и др. На основании полученных данных о зонах тектонических нарушений, локальных особенностей распространения направлений максимальных напряжений проводят корректировку системы разработки: переводят часть скважин из одной категории в другую - добывающие в нагнетательные, нагнетательные в добывающие. При этом нагнетательные скважины стараются выводить за пределы зон тектонических нарушений и исключать случаи расположения добывающих скважин азимутально на одной линии с нагнетательными скважинами по направлениям максимальных напряжений пород.

Технический результат заключается в повышении коэффициента извлечения нефти, увеличении темпов отборов нефти, достигается путем размещения эксплуатационных скважин на площади нефтяного месторождения с учетом направлений максимальных напряжений продуктивных пород, наличия тектонических нарушений.

Сущность способа заключается в следующем. Проведенные многочисленные исследования, такие как: кросс-дипольный акустический каротаж, микросейсмический мониторинг гидроразрыва пласта, трассерные исследования, гидропрослушивание, геолого-промысловый анализ работы нагнетательных и добывающих скважин, на различных месторождениях Западной Сибири, показывают, что продвижение основных объемов закачиваемой воды и проявление наиболее высоких скоростей движения в коллекторе происходит по направлениям максимальных напряжений пород. По данным направлениям также распространяются трещины гидроразрыва пласта и ориентирована естественная трещиноватость при ее наличии. Добывающие скважины, расположенные азимутально по этим же направлениям, относительно нагнетательных скважин, обводняются в первую очередь и зачастую в аномально кратчайшие сроки. Темп роста обводненности более резкий, относительно соседних скважин, расположенных перпендикулярно линии максимальных напряжений. В зонах тектонических нарушений и прилегающих к ним участков, не более чем на 200 м, что определено геофизическими исследованиями и геолого-промысловым анализом, направление региональных максимальных напряжений меняет свое направление до полного совпадения с направлением развития данных нарушений.

На фиг. 1, фиг. 2 изображены варианты трехрядной системы разработки соответственно при традиционной схеме размещения скважин и по предлагаемому способу. На фиг. 3, фиг. 4 изображены варианты площадной семиточечной системы разработки соответственно при традиционной схеме размещения скважин и по предлагаемому способу. На фиг. 5 изображен вариант по предлагаемому способу семиточечной схемы разработки, который будет приведен к данному виду после опережающего обводнения добывающих скважин, расположенных азимутально на одной линии с нагнетательными скважинами по направлениям максимальных напряжений пород и последующим переводом обводненных добывающих скважин в нагнетательные. На всех схемах разработки нагнетательные скважины обозначены четырехконечной фигурой - поз. 1, добывающие кружком - поз. 2, разрывные нарушения пунктирной линией - поз. 3, азимутальное направление региональных максимальных напряжений продуктивных пород стрелкой - поз. 4, линии рядов скважин линией - поз. 5, добывающие скважины, переведенные в нагнетательные после достижения пороговых значений обводненности, - четырехконечной фигурой - поз. 6.

Расположив ряды нагнетательных скважин по предлагаемому способу вдоль региональных направлений максимальных напряжений, создается более равномерный фронт заводнения. Первоначально закачиваемый агент движется вдоль линии нагнетательных скважин по каналам естественной трещиноватости, создавая трещины «автогидроразрыва пласта», в кратчайшие сроки, достигая зон нагнетания соседних скважин. Затем начинается усиление движения по направлениям к добывающим скважинам, при котором преобладает эффект поршневого вытеснения. Снижается количество кинжальных прорывов агента воздействия к забоям добывающих скважин, увеличивается их безводный период, повышается коэффициент извлечения нефти.

Для определения эффективности заявленного способа разработки были проведены расчеты на секторном участке геолого-гидродинамической модели «юрской» залежи одного из месторождений Западной Сибири, характеризующейся низкими ФЭС пласта, где реализована площадная семиточечная система разработки без учета направлений максимальных напряжений. Модель построена в программном комплексе «ROXAR», гидродинамическое моделирование процесса разработки осуществлялось с помощью сертифицированного программного комплекса Tempest MORE v.6.7, прошедшего тестирование SPE в соответствии с требованием «Регламента по моделированию» и широко используемого как в России, так и за рубежом. Для численного моделирования процесса разработки использовалась модель «черной» нефти. Процедура осреднения фильтрационно-емкостных свойств проводилась путем взвешивания по соответствующим объемным характеристикам в программном комплексе IRAP RMS. Расчеты показателей выработки запасов проводились на основе фактических технологических режимов работы добывающих и нагнетательных скважин в период с начала разработки 2006 г. до 01.01.2025 г. с шагом дискретизации показателей 1 квартал.

На данном участке пробурено и эксплуатируется 29 скважин. Предлагаемый способ разработки не предусматривает изменение их количества. Тектонических нарушений по данным 3Д-сейсморазведки не обнаружено. Параметры фильтрационной модели участка представлены в таблице 1, геолого-физическая характеристика продуктивного пласта ЮС-1 - в таблице 2, относительные фазовые проницаемости - на фиг. 4. Эффективность предлагаемого способа разработки определяется при сравнении расчетов накопленной добычи нефти, приведенных на фиг. 5 и в таблице 3, из которых видно, что на пятый год разработки темпы добычи нефти по новой схеме начинают опережать базовую и на конец расчетного периода превышение составляет 107,7 тыс. тонн. Увеличение коэффициента нефтеизвлечения произошло на 10%. На фиг. 6 отображается остаточная нефтенасыщенность пласта на дату окончания расчета по базовому и предлагаемому вариантам разработки, на которой отмечается более полная выработка запасов нефти по площади при реализации предлагаемой схемы расположения скважин с учетом распространения направлений региональных максимальных напряжений пластов, относительно базового.

Применение предлагаемого способа в нефтяной промышленности позволит:

- повысить охват разрабатываемого пласта заводнением по площади;

- увеличить безводный период работы добывающих скважин;

- увеличить темпы отбора по нефти;

- повысить коэффициент нефтеотдачи без дополнительных капитальных вложений.

1. Способ разработки нефтяного месторождения, характеризующийся тем, что 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 и таким образом, чтобы они постепенно образовывали сплошные ряды нагнетательных скважин вдоль региональных направлений максимальных напряжений нефтенасыщенных пород и обеспечивали равномерное вытеснение нефти.

2. Способ по п. 1, характеризующийся тем, что при интенсификации притоков нефти гидроразрывом проводят микросейсмический мониторинг.

3. Способ по п. 1, характеризующийся тем, что при уточнении особенностей распространения региональных направлений максимальных напряжений нефтенасыщенных пород проводят корректировку системы разработки, для чего добывающие скважины переводят в нагнетательные, а нагнетательные - в добывающие, при этом нагнетательные скважины должны быть за пределами зон тектонических нарушений, а добывающие скважины не должны быть на одной линии с нагнетательными скважинами по направлениям максимальных напряжений нефтенасыщенных пород.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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 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.

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано в процессе всего периода эксплуатации от начальной стадии до завершающей стадии разработки массивных и пластомассивных залежей, подстилаемых активно внедряющейся в продуктивную часть пласта подошвенной водой. Технический результат - увеличение продолжительности добычи газа или нефти из обводняющихся скважин и повышение коэффициента нефтегазоотдачи из залежи с минимальными затратами. По способу на начальной стадии бурят субгоризонтальные скважины с вертикальным, двумя наклонными участками ствола под углами соответственно 30-40 градусов и 45-60 градусов от вертикали и горизонтальным участком ствола. При этом вертикальный участок бурят до башмака кондуктора, перекрывающего многолетнемерзлые породы. Первый наклонный участок под углом 30-40 градусов бурят до входа в продуктивный пласт и обсаживают эксплуатационной колонной. Второй наклонный участок под углом 45-60 градусов от вертикали, обсаженный хвостовиком-фильтром, бурят по продуктивному пласту до отметки на 20 м выше начального газо- или нефтеводяного контакта. Горизонтальный ствол длиной 150-450 м бурят по продуктивному пласту параллельно газо- или нефтеводяному контакту. В горизонтальном стволе размещают скважинный фильтр с отверстиями. Во внутренней полости эксплуатационной колонны размещают лифтовую колонну из насосно-компрессорных труб до башмака скважинного фильтра. В процессе эксплуатации первоначально проводят отбор газа или нефти через отверстия скважинного фильтра по лифтовой колонне. По мере снижения пластового давления и подтягивания к горизонтальному участку ствола скважины водяного конуса пластовой воды и перекрытия им от 50 до 80% отверстий скважинного фильтра приподнимают лифтовую колонну до кровли продуктивного пласта и осуществляют перфорацию через эту колонну в газовой или нефтяной среде хвостовика-фильтра. Перфорацию осуществляют в интервале от кровли продуктивного пласта до головы скважинного фильтра с учетом размещения нижних перфорационных отверстий на 10 м выше текущего газо- или нефтеводяного контакта. Затем осуществляют ликвидацию горизонтального участка ствола скважины, например, путем закачивания цементного тампонажного раствора через гибкую трубу, спускаемую во внутреннюю полость лифтовой колонны, или перекрытия ствола мостовой пробкой. После этого продолжение эксплуатации залежи углеводородов на завершающих стадиях проводят путем отбора газа или нефти через перфорационные отверстия хвостовика-фильтра по лифтовой колонне. 5 ил., 3 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и направлено на создание системы автоматического контроля и управления заводнением нефтяных пластов на основе оценки взаимного влияния скважин. Технический результат - повышение эффективности поддержания пластового давления. По способу осуществляют отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Для оценки влияния добывающих и нагнетательных скважин осуществляют преобразование первоначальных промысловых данных добывающих и нагнетательных скважин с помощью системы базисных функций. В качестве первоначальных данных для каждой нагнетательной и потенциально реагирующих добывающих скважин принимают показатели в виде даты замера, значение приемистости, дебита жидкости, обводненности, состояние скважины - в работе или бездействии. В качестве базисных функций используют сглаживающие функции, обеспечивающие возможность линейного или экспоненциального сглаживания, такие как «скользящее окно», или вейвлет-анализ, или нейронные сети. С помощью базисных функций выделяют тренд промысловых показателей скважин, полезную составляющую динамики работы скважин и устраняют «шумы». Затем определяют коэффициенты влияния на основе сравнения преобразованных промысловых данных. Преобразованную динамику работы всех выбранных скважин для каждой базисной функции разбивают на фрагменты, соответствующие росту и падению базисной функции. Если на протяжении одного фрагмента отмечают смену режима работы, то фрагмент автоматически разбивают на два новых фрагмента. Рассчитывают коэффициент корреляции для каждой базисной функции между фрагментами динамики нагнетательной и реагирующей добывающей скважинами с учетом времени, через которое добывающая скважина реагирует на изменение режима работы нагнетательной скважины. По значению, к которому стремится зависимость коэффициента корреляции от количества проанализированных фрагментов, определяют полезность скважин. С учетом взаимного влияния скважин формируют рекомендации по перераспределению закачки для эффективной организации системы вытеснения нефти водой и поддержания пластового давления. 6 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к оборудованию для реализации водогазового воздействия на пласт или утилизации попутного газа. Система водогазового воздействия на пласт содержит электродвигатель, трубопровод высокого давления, газовую линию низкого давления, эжектор первой ступени сжатия, газосепаратор центробежного типа, многоступенчатый центробежный насос, эжектор второй ступени сжатия, нагнетательный насос и трубопровод к нагнетательным скважинам. В качестве нагнетательного использован один мультифазный насос. Газосепаратор, насосы и эжекторы установлены на одном валу с электродвигателем. Эжекторы выполнены в виде многосопловых струйных аппаратов с соплами, расположенными вокруг отверстия под вал. Технический результат - повышение экономичности и упрощение системы за счет уменьшения количества узлов, общих габаритов и массы при сохранении функциональных возможностей. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с преимущественно поровым типом коллектора горизонтальными скважинами. Технический результат - повышение эффективности изоляции водопритока к горизонтальным скважинам и увеличение коэффициента нефтеизвлечения залежи. В способе снижения водопритока к горизонтальным скважинам, включающем выбор добывающей горизонтальной скважины, закачку в нее рабочего агента и пуск скважины в добычу, предварительно проводят лабораторные исследования на керне рассматриваемого пласта, в ходе которых выявляют возможность миграции мелкодисперсных глинистых частиц из пор под действием рабочего агента и забивания ими поровых каналов, определяемой снижением фазовой проницаемости коллектора по воде не менее чем в 1,5 раза. В качестве рабочего агента для закачки используют воду с общей минерализацией солей не более 5 г/л и плотностью не более 1080 кг/м3 - малосольную воду и/или воду с водородным показателем pH более 8,0 д.ед. - щелочную воду. Закачку малосольной и/или щелочной воды осуществляют в выбранную добывающую скважину и ближайшую, находящуюся на расстоянии не более 500 м, нагнетательную скважину с начальным расходом, отличающимся друг от друга не более чем на 20% и большим, чем расход в нагнетательную скважину сточной или пластовой воды до проведения мероприятия. Закачку малосольной и/или щелочной воды ведут в течение времени не менее пяти суток. После добывающую скважину пускают в работу при тех же режимах, что и до закачки, а нагнетательную скважину переводят на закачку сточной или пластовой воды с расходом до проведения мероприятия. Циклы закачки малосольной и/или щелочной воды повторяют при росте обводненности скважины на 10-30% относительно обводненности после проведения предыдущего цикла закачки и отбора закаченной воды. При этом объём закачки малосольной и/или щелочной воды в каждом последующем цикле увеличивают. 4 пр.
Наверх