Способ повышения равномерности выработки запасов нефти


 


Владельцы патента RU 2576066:

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

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости залежей нефти. Технический результат - снижение водопритока к добывающим скважинам, повышение равномерности выработки запасов нефти, увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения. По способу осуществляют разработку залежи добывающими и нагнетательными скважинами. Для этого закачивают воду в нагнетательные скважины, а из добывающих скважин отбирают продукцию. Для снижения водопритока к добывающим скважинам осуществляют закачку в нагнетательные скважины различных агентов. При этом выбирают очаг с нагнетательной скважиной в центре. После обводнения более чем на 90% одной или нескольких добывающих скважин очага в обводнившиеся скважины, а также и в нагнетательную скважину закачивают воду с отличным от пластовой воды ионным составом и/или концентрацией солей - модифицированную воду, при остановленных на время закачки остальных скважинах очага. Состав модифицированной воды подбирают таким образом, чтобы при ее реакции с пластовой водой происходило выпадение осадка в объеме, достаточном для блокирования в промытых зонах пласта поровых каналов в радиусе 10-100 м от скважины. Расход модифицированной воды в скважину определяют как 0,6-1,0 от максимальной приемистости пласта, а время закачки - по увеличению давления закачки не менее чем в два раза. В первые 5-10% закачиваемой модифицированной воды добавляют ингибиторы, замедляющие процесс выпадения осадка. После закачки модифицированной воды переходят на закачку в нагнетательную скважину сточной воды. Добывающие скважины при этом пускают в работу. Операции повторяют на данных и/или других скважинах очага при достижении аналогичной обводненности более 90%. 2 пр., 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости залежей нефти.

Известен способ разработки залежей нефти в гидрофильных породах-коллекторах, включающий бурение разведочных скважин и отбор керна. Согласно изобретению в разведочных скважинах из продуктивного пласта отбирают керн, измеряют в нем смачиваемость породы продуктивного пласта и при подтверждении ее гидрофильности разработку залежи методом заводнения считают целесообразной, затем по керну определяют капиллярное давление начала вытеснения нефти, составляют карту этого параметра и на ее основе нагнетательные скважины размещают на участках относительно низких значений капиллярных давлений, обеспечивающих возможность вытеснения нефти из порового пространства продуктивного пласта при его заводнении (патент РФ № 2301883, кл. Е21В43/20, опубл. 27.06.2007).

Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача при разработке неоднородных по проницаемости коллекторов. Вода достаточно быстро фильтруется по высокопроницаемым участкам залежи, что приводит к обводнению добывающих скважин. Кроме того, охват залежи остается низким.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки трещинно-порового коллектора, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие. Согласно известному способу на начальном этапе ведут закачку воды, после обводнения одной из добывающих скважин закачиваемой водой до 95% определяют нагнетательную скважину, от которой произошел прорыв воды, в закачиваемую данной нагнетательной скважиной воду добавляют пепел, представляющий из себя остатки от сжигания твердого топлива с размерами частиц не более 70 мкм и с концентрацией не более 50 мг/л, при снижении обводненности добывающей скважины на 25% или более переходят на закачку воды без пепла, циклы проводят со всеми обводняющимися скважинами и повторяют до тех пор, пока обводненность после закачки воды с пеплом не будет уменьшаться ниже 95% (патент РФ № 2527053, кл. Е21В43/20, опубл. 27.08.2014 - прототип).

Известный способ позволяет повысить охват залежи за счет проникновения воды в более гидрофобные зоны пласта, однако не блокирует промытые водой зоны, что приводит к невысокой нефтеотдаче.

В предложенном изобретении решается задача снижения водопритока к добывающим скважинам, повышения равномерности выработки запасов нефти, увеличения коэффициентов охвата и нефтеизвлечения. Задача решается тем, что в способе повышения равномерности выработки запасов нефти, включающем разработку залежи добывающими и нагнетательными скважинами, закачку воды в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, для снижения водопритока к добывающим скважинам закачку в нагнетательные скважины различных агентов, согласно изобретению выбирают очаг с нагнетательной скважиной в центре, после обводнения более чем на 90% одной или нескольких добывающих скважин очага в обводнившиеся скважины, а также в нагнетательную скважину закачивают воду с отличным от пластовой воды ионным составом и/или концентрацией солей - модифицированную воду, при остановленных на время закачки остальных скважинах очага, причем состав модифицированной воды подбирают таким образом, чтобы при ее реакции с пластовой водой происходило выпадение осадка в объеме, достаточном для блокирования в промытых зонах пласта поровых каналов в радиусе 10-100 м от скважины, расход модифицированной воды в скважину определяют как 0,6-1,0 от максимальной приемистости пласта, а время закачки - по увеличению давления закачки не менее чем в два раза, в первые 5-10% закачиваемой модифицированной воды добавляют ингибиторы, замедляющие процесс выпадения осадка, после закачки модифицированной воды переходят на закачку в нагнетательную скважину сточной воды, а добывающие скважины пускают в работу, операции повторяют на данных и/или других скважинах очага при достижении аналогичной обводненности более 90%.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу неоднородной по проницаемости нефтяной залежи, разрабатываемой добывающими и нагнетательными скважинами, существенное влияние оказывает длительность работы скважин до полного обводнения. Ввиду неоднородности обводнение происходит быстрыми темпами, выработка запасов идет неравномерно. Существующие технические решения не в полной мере позволяют снизить водоприток к добывающим скважинам и повысить равномерность выработки запасов нефти из таких коллекторов. В предложенном изобретении решается задача снижения водопритока к добывающим скважинам, повышения равномерности выработки запасов нефти, увеличения коэффициентов охвата и нефтеизвлечения. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение участка нефтяной залежи с расположением скважин. Обозначения: 1-4 - добывающие скважины, 5 - нагнетательная скважина, 6 - промытые закачиваемой водой зоны пласта, Z - участок нефтяной залежи, Rn - радиус проникновения осадка, блокирующего поровые каналы в промытых зонах 6, образуемого в результате смешения закачиваемой модифицированной и пластовой вод.

Способ реализуют следующим образом.

На участке Z нефтяной залежи (фиг. 1), разрабатываемой добывающими и нагнетательными скважинами, выбирают очаг из нескольких добывающих скважин 1-4 с нагнетательной 5 в центре. Одна или несколько добывающих скважин очага обводненены более чем на 90%. Приток воды может быть вызван как подтягиванием подошвенных или краевых вод, так и действием ближайших нагнетательных скважин. Исключают заколонные перетоки, т.к. в этом случае необходимо проводить ремонтные работы с оборудованием скважины.

Предварительно проводят лабораторные исследования на несовместимость пластовой и предполагаемой для закачки воды. Причем подбирают воду (условно назовем ее модифицированной) с отличным от пластовой воды ионным составом и/или концентрацией солей, такую, при смешивании которой с пластовой водой происходит выпадение солей. Объем выпадаемого осадка должен быть достаточным для блокирования в промытых зонах 6 пласта поровых каналов в радиусе Rn= 10-100 м от скважины. Расчеты показывают, что при блокировании промытой зоны в радиусе Rn менее 10 м нефтеотдача оказывается низкой, т.к. остаются не охваченными более отдаленные от скважины участки пласта. Если радиус Rn превышает 100 м, то нефтеотдача также снижается ввиду недостаточного объема выпадаемых солей и соответственно более низкого охвата. Для прогнозирования расстояния Rn строят гидродинамическую 3Д модель, в которой задают закачиваемому агенту свойства адсорбции, являющейся аналогом моделирования выпадения солей при закачке модифицированной воды. Свойства закачиваемой воды задают из результатов лабораторных исследований. Таким образом подбирают модифицированную воду.

Пусть, к примеру, обводнена более чем на 90% одна скважина 4. В данную скважину 4, а также нагнетательную 5 закачивают модифицированную воду при остановленных на время закачки остальных скважинах 1-3 очага. Исследования показывают, что если скважина обводнена менее чем на 90%, то закачка модифицированной воды и выпадение солей могут снизить конечную нефтеотдачу в связи с «потерей» некоторых участков пласта, оставшихся изолированными ввиду образования слабопроницаемых зон, забитых выпавшим осадком.

Расход модифицированной воды в скважину определяют как 0,6-1,0 от максимальной приемистости пласта в данную скважину. Согласно расчетам более высокая скорость закачки позволяет модифицированной воде проникнуть глубже в пласт, тем самым повышая охват. При расходе менее 0,6 от приемистости пласта радиус проникновения воды в пласт небольшой, что снижает нефтеотдачу.

Время закачки модифицированной воды в скважину 4 определяют по увеличению давления закачки не менее чем в два раза. Исследования показывают, что если давление закачки увеличивается менее чем в два раза, то выпадение солей происходит в недостаточной для повышения нефтеотдачи степени.

В первые 5-10% закачиваемой модифицированной воды добавляют ингибиторы, замедляющие процесс выпадения солей. Данную операцию необходимо проводить во избежание выпадения солей в самой скважине и ее оборудовании. Согласно промысловому опыту менее 5% модифицированной воды с ингибитором может быть недостаточно для полного замещения пластовой воды модифицированной. Тогда как более 10% приводит к отсутствию выпадения солей в призабойной зоне пласта, что в ряде случаев требуется по геологическим причинам.

После закачки модифицированной воды переходят на закачку в нагнетательную скважину 5 сточной воды, а добывающие скважины 1-4 пускают в работу. Операции повторяют на данных и/или других скважинах очага при достижении аналогичной обводненности более 90%. Таким образом, закачка модифицированной воды позволяет снижать фазовую проницаемость по воде в промытых зонах 6.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка Z залежи.

Результатом внедрения данного способа является снижение водопритока к добывающим скважинам, повышение равномерности выработки запасов нефти, увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения.

Примеры конкретного выполнения способа.

Пример 1. Участок Z нефтяной залежи (фиг. 1), коллектор которой представлен терригенным поровым типом, разрабатывается добывающими и нагнетательными скважинами. Выбирают очаг из четырех добывающих скважин 1-4 с нагнетательной 5 в центре, расстояние между скважинами составляет 300-350 м. Очаг расположен в чисто нефтяной зоне. Коллектор участка залежи залегает на средней глубине 1620 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта 5 м. Начальное пластовое давление 16 МПа, давление насыщения нефти газом 6 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях 15,6 мПа·с, проницаемость коллектора меняется в широких пределах - 21-590 мД. Общая минерализация пластовой воды составляет 253,5 г/л, из которых 202,2 г/л приходится на соли NaCl, 11,4 г/л - MgCl2, 4,1 г/л - MgSO4, 35,5 г/л - CaCl2, 0,3 г/л - NaHCO3. Плотность пластовой воды составляет 1160 кг/м3.

Дебит нефти скважины 4 составляет 2,5 т/сут, жидкости - 22,7 т/сут, обводненность - 90,1%. Текущее пластовое давление в зоне отбора 12 МПа. Приток воды вызван действием ближайшей нагнетательной скважины 5.

Предварительно проводят лабораторные исследования на несовместимость пластовой и предполагаемой для закачки воды - модифицированной. Определяют концентрацию солей в модифицированной воде, при смешивании которой с пластовой водой происходит выпадение осадка. В качестве такой воды была выбрана вода с вышезалегающих карбонатных пластов. Общая минерализация модифицированной воды составляет 185,0 г/л, из которых 154,6 г/л приходится на соли NaCl, 9,3 г/л - MgCl2, 2,3 г/л - MgSO4, 15,3 г/л - CaCl2, 3,5 г/л - NaHCO3. Плотность пластовой воды составляет 1120 кг/м3. Большое количество солей NaHCO3 приводит к реакции в пластовых условиях при смешении пластовой и модифицированной вод:

СаСl2 + 2NaHCO3 ↔ СаСО3↓ + 2NaCl + Н2О + CO2↑.

По гидродинамической 3Д модели определяют, что объем выпадаемого осадка по данным лабораторных экспериментов блокирует в промытых зонах 6 пласта поровые каналы в радиусе R4=100 м от скважины 4 и в радиусе R5=80 м от скважины 5.

Расход модифицированной воды в скважины 4 и 5 определяют как 0,6 от максимальной приемистости пласта в данные скважины, значения составили 65 и 50 м3/сут соответственно.

Далее осуществляют закачку модифицированной воды с указанным солевым составом и расходом. Время закачки определяют по увеличению давления закачки не менее чем в два раза. В скважине 4 давление закачки возросло с 15 до 30 МПа через 3 сут, в скважине 5 с 16 до 32 МПа через 5 сут. Таким образом, закачку ведут в течение 5 сут, за это время в скважины 4 и 5 закачивают всего 65·5=325 м3 и 50·5=250 м3 модифицированной воды соответственно.

В первые 5% закачиваемой модифицированной воды в скважины 4 и 5, т.е. 325·0,05=16,3 м3 и 250·0,05=12,5 м3 соответственно, добавляют ингибитор СНПХ-5306, замедляющий процесс выпадения солей.

После закачки модифицированной воды переходят на закачку в нагнетательную скважину 5 сточной воды, а добывающие скважины 1-4 пускают в работу при тех же режимах, что и до закачки.

Дебит нефти скважины 4 после отбора закаченной модифицированной воды составил 6,0 т/сут, жидкости - 20,3 т/сут, обводненность - 70,4%.

Операции повторяют на данных и/или других скважинах очага при достижении аналогичной обводненности более 90%.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка Z залежи.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Коллектор имеет несколько иные характеристики. Расстояние между скважинами составляет 200-250 м. Определяют, что закачка модифицированной воды требуется одновременно в две добывающие скважины 1, 4 и соответственно одну нагнетательную 5. Радиусы зоны блокирования поровых каналов составляют R1=10 м, R4=20 м, R5=15 м. Расход модифицированной воды в скважины 1, 4 и 5 определяют как 1,0 от максимальной приемистости пласта в данные скважине. Ингибитор SP203W добавляют в первые 10% закачиваемой модифицированной воды в скважины 1, 4 и 5.

В результате разработки участка залежи, состоящего из очага из 4 добывающих и одной нагнетательной скважины, за время, которое ограничили обводнением до 98%, было добыто 190,3 тыс. т нефти за 35 лет эксплуатации, коэффициент охвата составил 0,805 д.ед., коэффициент нефтеизвлечения (КИН) - 0,487 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 168,8 тыс. т нефти за 29 лет эксплуатации ввиду более раннего обводнения скважин, коэффициент охвата составил 0,714 д.ед., КИН - 0,432 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,055 д.ед.

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает увеличение нефтеотдачи участка залежи.

Применение предложенного способа позволит решить задачу снижения водопритока к добывающим скважинам, повышения равномерности выработки запасов нефти, увеличения коэффициентов охвата и нефтеизвлечения.


Способ повышения равномерности выработки запасов нефти, включающий разработку залежи добывающими и нагнетательными скважинами, закачку воды в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, для снижения водопритока к добывающим скважинам закачку в нагнетательные скважины различных агентов, отличающийся тем, что выбирают очаг с нагнетательной скважиной в центре, после обводнения более чем на 90% одной или нескольких добывающих скважин очага в обводнившиеся скважины, а также в нагнетательную скважину закачивают воду с отличным от пластовой воды ионным составом и/или концентрацией солей - модифицированную воду, при остановленных на время закачки остальных скважинах очага, причем состав модифицированной воды подбирают таким образом, чтобы при ее реакции с пластовой водой происходило выпадение осадка в объеме, достаточном для блокирования в промытых зонах пласта поровых каналов в радиусе 10-100 м от скважины, расход модифицированной воды в скважину определяют как 0,6-1,0 от максимальной приемистости пласта, а время закачки - по увеличению давления закачки не менее чем в два раза, в первые 5-10% закачиваемой модифицированной воды добавляют ингибиторы, замедляющие процесс выпадения осадка, после закачки модифицированной воды переходят на закачку в нагнетательную скважину сточной воды, а добывающие скважины пускают в работу, операции повторяют на данных и/или других скважинах очага при достижении аналогичной обводненности более 90%.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородных по толщине слоистых трещинно-поровых карбонатных коллекторов с заводнением.

Изобретение относится к области добычи нефти и/или газа. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти.

Изобретение относится к добыче нефти с ее вытеснением из нефтеносных пластов к добывающим скважинам. Нагнетательная скважина содержит обсадную трубу, в которой размещена колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакерами, установленными выше нефтеносных пластов, и муфтами перекрестного течения, радиальные каналы которых сообщают центральные каналы с нефтеносными пластами, разобщенными пакерами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяных и газовых месторождений. Технический результат - повышение эффективности разработки нефтяных месторождений, а также сокращение энергозатрат.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с естественной трещиноватостью, продуктивные коллекторы которых состоят из двух пропластков, совпадающих в структурном плане.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти, продуктивные коллекторы которых состоят из двух пропластков, совпадающих в структурном плане.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке горизонтальными скважинами продуктивных пластов с естественной трещиноватостью.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с преимущественно поровым типом коллектора горизонтальными скважинами.

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и направлено на создание системы автоматического контроля и управления заводнением нефтяных пластов на основе оценки взаимного влияния скважин.

Изобретение относится к экстракции легких фракций нефти и/или топлива из природного битума из нефтеносного сланца и/или нефтеносных песков. В способе природный битум экстрагируют путем водной сепарации из нефтеносного сланца и/или нефтеносных песков при образовании твердого остатка, летучие углеводороды отгоняют из природного битума перегонкой, при этом остается нерастворимый нефтяной кокс, включающий до 10% серы, газообразные углеводороды от перегонки разделяют путем фракционной конденсации на легкие фракции нефти, сырую нефть и различные топлива. Способ отличается тем, что твердые остатки из водной сепарации и/или нефтяной кокс используют термически, при этом их превращают путем субстехиометрического окисления кислородсодержащим газом (26) в противоточном газификаторе (19), взаимодействующим с подвижным слоем сыпучего материала (21), при добавлении щелочных веществ при температурах <1800°C в газообразные продукты расщепления с низким содержанием серы, эти продукты расщепления затем преобразуются путем субстехиометрического окисления в физическое тепло, которое применяют для генерирования нагретой водной технологической среды для физического измельчения нефтеносных песков и/или нефтеносного сланца (А) и/или для отделения природного битума из массива горных пород и/или в качестве технологического тепла для тепловой разбивки природного битума, и путем добавления щелочных веществ при восстановительных условиях, газообразные серосодержащие соединения, появляющиеся в противоточном газификаторе (19), преобразуются при температурах выше 400°C из ингредиентов углерод- и серосодержащих остатков путем химической реакции с щелочными веществами в твердые серосодержащие соединения, и эти твердые серосодержащие соединения, по меньшей мере, частично обрабатывают с газообразными продуктами реакции и удаляют из газовой фазы посредством отделения мелкозернистых материалов при температурах выше 300°C. Технический результат - улучшение энергетического баланса, преодоление угрозы окружающей среде. 12 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к добыче нефти и может быть применено для вытеснения нефти из нефтеносных пластов к добывающим скважинам. Программно-управляемая нагнетательная скважина содержит обсадную трубу, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), пакеры, устьевую запорно-перепускную арматуру, силовой насос с частотно-регулируемым электроприводом, газожидкостный эжектор-смеситель, емкость с поверхностно-активным веществом (ПАВ), дожимной насос и гидрозатвор, сообщающиеся трубопроводами, станцию управления, силовые кабеля, питающие насосы, и регулировочные клапаны, выполненные единым блоком телемеханической системы (ТМС) с возможностью программно-управляемого поддержания пластовых давлений с помощью управляющего контроллера с программным обеспечением и учета расхода рабочего агента посредством датчиков телеметрии и расходомера, размещенных в полостях гильз, параллельно расположенных в корпусе блока ТМС и связанных с контрольно-измерительными приборами на станции управления. Блок ТМС соединен с верхним стыковочным узлом пакера, состоящим из подвижных соединений гладких ниппелей и концевых штуцеров, последние установлены на прямоточной многоканальной муфте, образующие коаксиальные проточные каналы. К центральному каналу прямоточной многоканальной муфты присоединен трубчатый хвостовик, герметически установленный противоположным концом в центральном отверстии муфты, встроенной в колонну труб между пакерами и выполненной с радиальными проточными каналами, сообщающими коаксиальный проточный канал стыковочного узла с верхним пластом скважины, и центральный проточный канал - с нижним пластом через полости хвостовика и ствола нижнего пакера. Блок ТМС присоединен патрубком к колонне НКТ стыковочной муфтой, выполненной со сквозными пазами, и связан с устройством управления геофизическим кабелем, пропущенным через сквозной паз стыковочной муфты и лубрикатор. К колонне НКТ присоединен дополнительный пакер с кабельным вводом, образующий с пакером, расположенным выше верхнего пласта, нагнетательный коллектор, сообщающий колонну НКТ через сквозные пазы стыковочной муфты с полостью корпуса блока ТМС через окна в стенке корпуса. Геофизический кабель подсоединен к блоку ТМС кабельным разъемом, розетка которого закреплена в патрубке, а штырь в дне стыковочной муфты. Трубы, соединяющие пакеры выше пластов, герметически соединены подвижной разъединительной муфтой. В газопровод подвода газа и в трубопровод подачи ПАВ встроены регулируемые задвижки и обратные клапана. Технический результат заключается в повышении дебита нефтеносных пластов скважины. 4 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к разработке нефтяной залежи нефти в карбонатных и терригенных коллекторах вертикальными и многозабойными скважинами с горизонтальным окончанием. Технический результат - увеличение нефтеизвлечения. По способу осуществляют разбуривание залежи вертикальными и горизонтальными многозабойными скважинами по технологической сетке с формированием элементов разработки. В каждую нагнетательную и добывающие скважины осуществляют циклическую закачку рабочего реагента через нагнетательные скважины. Отбор продукции осуществляют через добывающие скважины. Ведут замеры добычи нефти, воды и закачиваемой жидкости. Проводят гидродинамические исследования и поддерживают пластовое давление в зоне отбора на уровне первоначального. Перед разбуриванием залежи с площадной системой разработки выделяют участки с двумя и более продуктивными пластами и/или пропластками в разрезе. На участках формируют элементы, вскрывая эти пласты и/или пропластки вертикальными нагнетательными скважинами. Бурят добывающую скважину в элементах с расположением горизонтальных участков в каждом из пластов и/или пропластков в сторону нагнетательных скважин до сообщения с соответствующими нагнетательными скважинами в соответствующем пласте и/или пропластке. Участок каждого горизонтального ствола снабжают глухим пакером, обеспечивающим изоляцию и отделяющим забой с нагнетательной скважиной на расстоянии не более 40-60 м. Устье добывающей скважины изолируют так, чтобы зона отбора составляла 5-24% длины всего горизонтального участка от точки входа в пласт. Нагнетательные скважины оборудуют устройствами для одновременно-раздельного нагнетания рабочего агента в каждый из вскрытых пластов и/или пропластков соответствующих скважин с периодами и давлением, обеспечивающими максимальное восстановление давления в зоне отбора при вытеснении нефти и не приводящими к преждевременному обводнению добываемой продукции. 1 пр., 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к области разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами. Технический результат - повышение нефтеотдачи за счет снижения обводненности добывающих скважин. По способу осуществляют строительство вертикальных скважин. Определяют вскрытые в каждой скважине зоны трещиноватости или разуплотнения залежи и нефтенасыщенные уплотненные прослои. Осуществляют бурение добывающих горизонтальных скважин в нефтенасыщенных уплотненных прослоях ниже кровли пласта на расстоянии 2-5 м и выше водонефтяного контакта на расстоянии не менее 10 м. Изолируют вышеопределенные зоны с двух сторон пакерами с установкой между ними управляемых клапанов. Закачивают вытесняющий агент в нагнетательные скважины и отбирают нефть через добывающие скважины до достижения обводненности добываемой нефти более 75%. После этого в горизонтальные скважины проводят периодическую закачку водоизолирующих вязких композиций, устойчивых к размыванию водой. Эту операцию осуществляют при открытых управляемых клапанах до повышения давления закачки от начального на 30-50%, но не превышающим давления раскрытия трещин коллектора. Закачку осуществляют таким образом, что выравнивают пластовое давление в горизонтальном стволе добывающей скважины и обеспечивают равномерное вытеснение нефти из пор коллектора снизу вверх по разрезу подошвенной водой. 1 пр., 2 ил.

Изобретение относится к области нефтедобычи, а именно к способу разработки нефтяного месторождения с учетом восстановления температурного фона пласта. Технический результат - повышение эффективности разработки за счет оптимизации эксплуатации нагнетательной скважины - снижения энергетических и трудовых затрат, связанных с закачкой текучей среды в нагнетательную скважину. По способу выбирают по меньшей мере одну пару скважин, состоящую из нагнетательной и добывающей скважины во взаимосвязи. Определяют с привлечением метода гидропрослушивания производительность закачки текучей среды в нагнетательную скважину для достижения заданного значения забойного давления в добывающей скважине. Определяют время восстановления температурного фона пласта в области призабойной зоны нагнетательной скважины при заданных периодах остановки нагнетательной скважины. Во время остановки нагнетательной скважины фиксируют время, необходимое для восстановления температурного фона пласта в призабойной зоне нагнетательной скважины по меньшей мере на 2°С. Указанное время восстановления температурного фона пласта в области призабойной зоны нагнетательной скважины принимают за время восстановления температурного фона всего пласта. Определяют время, за которое забойное давление в добывающей скважине снижается ниже заданного значения при остановке закачки текучей среды в нагнетательную скважину. На основании полученных данных выбирают период эксплуатации нагнетательной скважины с производительностью закачки текучей среды, необходимой для достижения заданного забойного давления в добывающей скважине. По результатам проведенных исследований определяют гидропроводность пласта по аналитическому выражению. Производительность закачки текучей среды в нагнетательную скважину, необходимую для достижения заданного забойного давления в добывающей скважине, тоже определяют по аналитическому выражению. 2 з.п. ф-лы. 1 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для повышения эффективности разработки низкопроницаемых продуктивных пластов. Технический результат - повышение эффективности разработки низкопроницаемых продуктивных пластов при снижении трудоемкости разработки. Способ включает бурение скважин с проведением гидроразрыва в каждом стволе этих скважин, а также нагнетание вытесняющего агента непосредственно в область питания добывающей скважины. При этом на выбранном участке пласта устанавливают направления главных сжимающих горизонтальных напряжений в пласте. Бурят по меньшей мере две многозабойные скважины. Забои этих скважин располагают вдоль общей линии, направленной преимущественно в сторону минимальных сжимающих напряжений в пласте, с последовательным чередованием забоев. Эксплуатируют обе скважины как добывающие до истощения упругой энергии пластового флюида. После этого производят нагнетание вытесняющего агента через одну из скважин. 1 з.п. ф-лы, 1 пр., 2 ил.

Изобретение относится к области разработки нефтяных пластов с неколлекторской зоной путем вытеснения нефти с помощью нефтедобывающих и нагнетательных скважин. Технический результат - повышение эффективности разработки. По способу осуществляют закачку вытесняющего агента через скважину в пласт и отбор пластовой нефти из скважины. В зоне пласта, который выклинивается или замещается на не нефтенасыщенную породу, проводят вертикально скважину через нефтяной пласт, продолжают скважину под пластом и на необходимом расстоянии от первого пересечения вновь проводят скважину через пласт вертикально и в обратном направлении - снизу вверх. Построенную таким образом скважину обсаживают эксплуатационной колонной, цементируют по всей длине скважины и перфорируют в местах пересечения скважины с пластом. Освоение скважины осуществляют последовательно. На первом этапе осваивают отдаленную зону, а затем - ближнюю зону первого пересечения скважиной нефтяного пласта. Комплектуют скважину двумя колоннами насосно-компрессорных труб - НКТ. Первую НКТ доводят до подошвы пласта в зоне второго - отдаленного пересечения скважины с пластом и пакеруют в обсадной колонне ниже пласта. Вторую колонну НКТ комплектуют глубинным насосом. Спускают этот насос в скважину на необходимую глубину над пластом в зоне его первого пересечения. Разработку пласта ведут закачкой в пласт вытесняющего агента, в частности воды, через первую колонну НКТ, а отбор нефти из пласта ведут с помощью глубинного насоса и второй колонны НКТ. 1 ил.

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля закачки воды в нагнетательных скважинах. Технический результат - повышение точности определения профиля закачки с использованием нестационарной термометрии скважины. По способу для определения профиля закачки воды в нагнетательной скважине осуществляют первую, производственную, закачку воды в нагнетательную скважину. Останавливают закачку воды в скважину. После первой выстойки скважины осуществляют вторую закачку воды в скважину. При этом объем закачиваемой воды в три-пять раз превышает объем воды в скважине в интервале поглощения. Останавливают закачку воды в скважину. Посредством датчиков температуры регистрируют профили температуры в интервале поглощения в течение всего времени второй выстойки скважины. После второй выстойки скважины осуществляют третью закачку воды в скважину. Посредством датчиков температуры регистрируют профили температуры в интервале поглощения на начальной стадии третьей закачки. Анализируют профили температуры, зарегистрированные во время второй выстойки скважины. Определяют границы зон поглощения. Анализируют профили температуры, зарегистрированной на начальной стадии третьей закачки, и определяют профиль закачки воды. 2 з.п. ф-лы, 13 ил.

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений с максимальным учетом текущих давлений разбуриваемого участка нефтяной залежи. Технический результат - повышение коэффициента извлечения нефти при уменьшении фонда скважин. По способу предусматривают бурение вертикальных и горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин по одной из известных проектных сеток с узлами в месте пересечений линий сетки для размещения скважин. Добычу продукции предусматривают из добывающих скважин при нагнетании рабочего агента в нагнетательные скважины. При этом выбирают редкую сетку скважин. В залежах с высокой зональной неоднородностью определяют зоны с пониженным на 20% от начального пластового давления залежи нефти до давления насыщения. По результатам бурения выявляют коллектор, не имеющий площадного распространения. По результатам гидродинамических исследований строят карту изобар, на которой выявляют области повышенных и пониженных пластовых давлений. Бурят многозабойные горизонтальные скважины в зонах с пониженным пластовым давлением из вертикальных скважин с разводом забоев на 70-180°. В зонах с повышенным пластовым давлением в направлении контура нефтеносности бурят наклонно-направленные и/или горизонтальные скважины малого диаметра, исходя из технических возможностей бурения. Бурят однозабойные или многозабойные горизонтальные добывающие скважины из выбранных узлов проектной сетки. При этом в близлежащие от устья многозабойной скважины узлы проектной сетки направляют забои многозабойной скважины. 1 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к способам и устройствам стимуляции пласта и призабойной зоны в целях повышения приемистости нагнетательных скважин. Технический результат - увеличение приемистости нагнетательных скважин за счет возможности использования пресной воды в терригенных коллекторах и обеспечения равномерного вытеснения нефти. По способу производят геофизические и гидродинамические исследования. По их результатам определяют текущее состояние призабойной зоны пласта нагнетательной скважины. Текущее состояние призабойной зоны пласта признают неудовлетворительным, если определенное текущее значение приемистости меньше допустимого предельного значения приемистости для работы нагнетательной скважины. Выполняют промывку призабойной зоны пласта объемом поверхностно-активного вещества - ПАВ, обеспечивающим оторочку, промывающую коллектор, при последующей закачке. Объем ПАВ определяют с учетом геологических параметров пласта, включающих в себя объем обрабатываемой зоны и коэффициент пористости пласта. Обеспечивают дозированную подачу ПАВ в течение заданного времени с учетом геологических параметров пласта, включающих в себя фильтрационно-емкостные параметры и технологический параметр среднесуточного объема закачки воды в скважину. Суточной объем дозы ПАВ не превышает 1% суточного объема закачки воды. Повторно производят геофизические и гидродинамические исследования. По их результатам определяют текущее состояние призабойной зоны пласта нагнетательной скважины. Если повторно определенное текущее значение приемистости больше допустимого предельного значения приемистости для работы нагнетательной скважины, то текущее состояние призабойной зоны пласта признают удовлетворительным. Если повторно определенное текущее значение приемистости меньше допустимого предельного значения приемистости для работы нагнетательной скважины, то производят корректировку дозы ПАВ и повторяют этап дозированной подачи ПАВ. Корректировка дозы ПАВ включает в себя этап, на котором осуществляют корректировку суточного объема дозы ПАВ и корректировку времени подачи. Время подачи следующей дозы ПАВ корректируют с учетом текущего радиуса призабойной зоны пласта, находящегося под влиянием ПАВ на некотором удалении от забоя нагнетательной скважины по аналитическому выражению. 9 з.п. ф-лы, 2 ил.
Наверх