Способ разработки многопластовой нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи скважинами с боковыми горизонтальными стволами - БГС. Технический результат - повышение равномерности выработки запасов нефти, снижение водопритока к добывающим скважинам и увеличение коэффициентов охвата пластов и нефтеизвлечения. По способу осуществляют бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин. Осуществляют закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. После совместной разработки всех нефтенасыщенных пропластков основным вертикальным стволом до обводнения скважины не менее чем на 95% из вертикального ствола добывающей скважины в каждый пропласток бурят БГС под углом не менее 20° в горизонтальной плоскости к условной прямой, проведенной между добывающей и ближайшей нагнетательной скважинами. В нагнетательной скважине, являющейся причиной обводнения добывающей скважины с БГС, в пропласток с наибольшим темпом обводнения, зафиксированном во время эксплуатации основного вертикального ствола добывающей скважины, закачивают воду. Воду закачивают с минерализацией не более 5 г/л для породы, содержащей мелкодисперсные глинистые частицы, способные к миграции под действием низко минерализованной воды, либо закачивают воду с минерализацией не менее 300 г/л для породы, не содержащей глинистых частиц. В пропласток с наименьшим темпом обводнения закачивают щелочную воду с pH не менее 9 д.ед. Закачку рабочих агентов прекращают при достижении разницы в обводненности стволов относительно друг друга на 20% и менее. После этого переходят на закачку сточной или пластовой воды. Для нагнетания рабочих агентов используют оборудование для одновременно-раздельной закачки. 2 пр., 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи скважинами с боковыми горизонтальными стволами (БГС).

Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий размещение, бурение вертикальных нагнетательных и разветвленной горизонтальной добывающей скважины с горизонтальными стволами, закачку вытесняющей жидкости через вертикальные нагнетательные скважины и отбор продукции через разветвленную горизонтальную добывающую скважину. Выделяют не менее двух тонких карбонатных пластов-коллекторов, совпадающих в плане, расположенных в непосредственной близости друг от друга, разделенных глинистыми прослоями-перемычками, уточняют распространение нефтенасыщенных толщин пластов-коллекторов по площади залежи, выбирают участки с предельно-допустимыми эффективными нефтенасыщенными толщинами пластов-коллекторов не менее двух метров каждый, затем бурят разветвленную горизонтальную скважину для одновременной разработки двух и более пластов-коллекторов, размещают горизонтальные стволы в самых проницаемых интервалах пластов, причем стволы проводят в направлении увеличения эффективных нефтенасыщенных толщин, а длину стволов принимают обратно пропорциональной их проницаемости (патент РФ №2387815, кл. Е21В43/20, опубл. 27.04.2010).

Недостатком известного способа является высокая скорость обводнения продукции скважины ввиду неоднородности коллектора, что приводит к низкой эффективности разработки залежи.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения горизонтальными скважинами, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин с вертикальными и горизонтальными и/или субгоризонтальными стволами при определенном размещении в каждом продуктивном пласте, бурение из горизонтальных и/или субгоризонтальных стволов горизонтальных, и/или субгоризонтальных, и/или вертикальных разветвлений, закачку вытесняющей жидкости и добычу продукции скважины. В известном способе при бурении горизонтальных и/или субгоризонтальных стволов определяют границы зон с различной проницаемостью, пересекаемых этими стволами, количество разветвлений определяют в зависимости, прямо пропорциональной запасам нефти, обратно пропорциональной проницаемости зон и из условия обеспечения равномерной выработки запасов месторождения, затем в горизонтальных и/или субгоризонтальных скважинах устанавливают пакер на границе зон, отличающихся проницаемостями в 1,5 и более раз, а отбор продукции осуществляют при поддержании забойного давления для каждой выбранной зоны (патент РФ №2339801, кл. Е21В43/20, опубл. 27.11.2008 - прототип).

Известный способ позволяет учесть неоднородность по проницаемости и несколько увеличить охват пласта, однако темпы отбора нефти остаются низкими, скорость обводнения продукции скважин остается высокой, и, как следствие, коэффициент нефтеизвлечения низким.

В предложенном изобретении решается задача повышения равномерности выработки запасов нефти, снижение водопритока к добывающим скважинам и увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения.

Задача решается тем, что в способе разработки многопластовой нефтяной залежи, включающем бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, бурение из основных стволов добывающих скважин БГС, проведение мероприятий по обеспечению равномерности выработки запасов, согласно изобретению, после совместной разработки всех нефтенасыщенных пропластков основным вертикальным стволом до обводнения скважины не менее чем на 95%, из вертикального ствола добывающей скважины в каждый пропласток бурят БГС под углом не менее 20° в горизонтальной плоскости к условной прямой, проведенной между добывающей и ближайшей нагнетательной скважинами, в нагнетательной скважине, являющейся причиной обводнения добывающей скважины с БГС, в пропласток с наибольшим темпом обводнения, зафиксированном во время эксплуатации основного вертикального ствола добывающей скважины, закачивают воду с минерализацией не более 5 г/л для породы, содержащей мелкодисперсные глинистые частицы, способные к миграции под действием низкоминерализованной воды, либо закачивают воду с минерализацией не менее 300 г/л для породы, не содержащей глинистых частиц, в пропласток с наименьшим темпом обводнения закачивают щелочную воду с pH не менее 9 д.ед., закачку рабочих агентов прекращают при достижении разницы в обводненности стволов относительно друг друга на 20% и менее, после чего переходят на закачку сточной или пластовой воды, для нагнетания рабочих агентов используют оборудование для одновременно-раздельной закачки.

На нефтеотдачу многопластовой нефтяной залежи, разрабатываемой скважинами с пробуренными в каждый из пропластков БГС, существенное влияние оказывает равномерность выработки запасов пропластков. Ввиду практически всегда присутствующей неоднородности коллектора, вытеснение нефти происходит из пропластков с высокой проницаемостью, при этом часть запасов нефти остается в пропластках с низкой проницаемостью. Таким образом, разные скорости продвижения фронта вытеснения в пропластках от нагнетательной скважины к добывающей приводят к раннему обводнению одних горизонтальных стволов по сравнению с другими. Существующие технические решения не в полной мере позволяют осуществлять равномерную выработку запасов нефти из таких коллекторов. В предложенном изобретении решается задача повышения равномерности выработки запасов нефти, снижение водопритока к добывающим скважинам и увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение многопластовой нефтяной залежи в профиле с размещением БГС. Обозначения: 1, 2, 3 - нефтенасыщенные пропластки, 4 - добывающая скважина, 5 - нагнетательная скважина, 6, 7, 8 - БГС.

Способ реализуют следующим образом.

Участок многопластовой залежи с нефтенасыщенными пропластками 1, 2, 3 (фиг.1) разбуривают вертикальными скважинами 4, 5 по редкой сетке, осуществляют их обустройство. Разработку ведут закачкой вытесняющей жидкости (например, сточной воды) в нагнетательную скважину 5 и добычу продукции из добывающей скважины 4.

На отобранном из скважин 4 и 5 керне из каждого пропластка 1-3 проводят лабораторные исследования и определяют возможность миграции мелкодисперсных глинистых частиц под действием низкоминерализованной воды с общей минерализацией менее 5 г/л. Согласно исследованиям, если в порах коллектора присутствуют глинистые частицы, то под действием пластовой или сточной воды они удерживаются на поверхности пор, тогда как закачка низкоминерализованной воды приводит к снижению электростатических сил, удерживающих частицы, к отрыву данных частиц и забиванию ими поровых каналов. Происходит это преимущественно в промытых зонах, т.к. закачиваемая вода идет именно в участки коллектора, насыщенные водой. В результате фазовая проницаемость коллектора по воде снижается. При закачке воды с минерализацией более 5 г/л концентрация сорвавшихся с поверхности частиц значительно снижается, что в итоге не позволяет повысить нефтеотдачу.

Если в порах коллектора глинистые частицы отсутствуют, то проводят исследования по закачке высокоминерализованной воды с общей минерализацией более 300 г/л. Согласно исследованиям, при смешивании высокоминерализованной воды с пластовой происходит выпадение солей и забивание поровых каналов, причем, как и в случае с миграцией частиц, снижение фазовой проницаемости по воде приурочено к промытым зонам коллектора. При закачке воды с минерализацией менее 300 г/л для большинства пластовых вод выпадение солей не происходит, либо происходит в недостаточном объеме, что в итоге не приводит к повышению нефтеотдачи.

После совместной разработки всех нефтенасыщенных пропластков 1, 2, 3 основным вертикальным стволом 4 до обводнения скважины не менее чем на 95%, из вертикального ствола добывающей скважины 4 в каждый пропласток 1, 2, 3 бурят БГС 6, 7, 8 под углом не менее 20° в горизонтальной плоскости к условной прямой, проведенной между добывающей 4 и ближайшей нагнетательной 5 скважинами. Согласно расчетам, если бурить БГС при обводненности основного вертикального ствола менее 95%, то конечная нефтеотдача оказывается ниже ввиду недовыработанности некоторых зон пропластков. Бурение БГС под углом менее 20° приводит к высоким темпам обводнения и невысокому охвату пропластков.

В нагнетательную скважину 5 в пропластки (например, 1 и 2) с наибольшим темпом обводнения, зафиксированном во время эксплуатации основного вертикального ствола добывающей скважины 4, для пород (например, терригенных), содержащих мелкодисперсные глинистые частицы, способные к миграции под действием низкоминерализованной воды, что было определено по лабораторным экспериментам, закачивают воду с минерализацией не более 5 г/л. В породы (например, карбонатные), не содержащие глинистые частицы, закачивают воду с минерализацией не менее 300 г/л. Данные операции позволяют ограничить водоприток к стволам в данных пропластках за счет снижения фазовой проницаемости по воде. В пропласток (например, 3) с наименьшим темпом обводнения закачивают щелочную воду с pH не менее 9 д.ед. для довыработки остаточных запасов нефти. Согласно исследованиям, щелочная вода позволяет лучше «отмывать» нефть из пор особенно для преимущественно гидрофобных коллекторов. Закачка воды с рН менее 9 д.ед. не приводит к значительному повышению темпов отбора нефти и нефтеотдачи.

Закачку рабочих агентов прекращают при достижении разницы в обводненности стволов относительно друг друга на 20% и менее, после чего переходят на закачку сточной воды. Расчеты показали, что, если разница в обводненности пропластков более 20%, то неравномерность выработки значительно возрастает, что снижает нефтеотдачу. Для нагнетания рабочих агентов используют оборудование для одновременно-раздельной закачки, что позволяет закачивать щелочную и высоко- или низкоминерализованную воду раздельно.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи.

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

Примеры конкретного выполнения способа

Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь турнейского яруса. В разрезе отложений турнейского яруса продуктивными являются пропластки кизеловского 1, черепетского 2 и упинского 3 горизонтов общей толщиной 44 м (фиг.1). Коллектор имеет следующие характеристики: средняя глубина 1150 м, среднее пластовое давление 11,6 МПа, средняя толщина пористо-проницаемого пропластка 7,5 м, пористость 10-15 %, нефтенасыщенность 70-85 %, вязкость нефти 43 мПа·с. Проницаемость пропластков 1, 2, 3 составляет соответственно 230 мД, 125 мД и 40 мД. Общая минерализация пластовой воды 220 г/л, рН=6,5 д.ед.

Бурят вертикальную добывающую скважину 4 и на расстоянии 500 м от нее нагнетательную скважину 5, осуществляют их обустройство. Разработку ведут закачкой сточной воды с общей минерализацией 200 г/л в нагнетательную скважину 5 и добычу продукции из добывающей скважины 4.

На отобранном из скважин 4 и 5 керне из каждого пропластка 1-3 проводят лабораторные исследования и определяют возможность миграции мелкодисперсных глинистых частиц под действием низкоминерализованной воды с общей минерализацией менее 5 г/л. Также проводят исследования по закачке высокоминерализованной воды с общей минерализацией более 300 г/л для выявления возможности выпадения солей. Исследования показали отсутствие миграции частиц для пропластков 1-3, но возможность выпадения солей при закачке воды с минерализацией 300 г/л.

После совместной разработки всех нефтенасыщенных пропластков 1, 2, 3 основным вертикальным стволом 4 до обводнения скважины до 95 % из вертикального ствола добывающей скважины 4 в интервалах нефтенасыщенных пропластков 1, 2, 3 бурят три боковых горизонтальных ствола 6, 7, 8 под углом 20° в горизонтальной плоскости к условной прямой, проведенной между добывающей 4 и нагнетательной 5 скважинами.

В процессе разработки коллектора происходит прорыв воды к добывающей скважине 4 от соседней нагнетательной скважины 5. В результате продукция скважины 4 обводняется до 98%. Исследования показали, что приток основной части воды к стволам идет через нефтенасыщенные пропластки 1 и 2, т.е. данные пропластки характеризуются наибольшим темпом обводнения.

Далее через нагнетательную скважину 5 закачивают воду с минерализацией 300 г/л в пропластки 1 и 2. В пропласток 3 с наименьшим темпом обводнения закачивают щелочную воду с pH=9 д.ед. При этом эксплуатация добывающей скважины 4 не прекращается. Для нагнетания рабочих агентов в нагнетательной скважине 5 используют оборудование для одновременно-раздельной закачки.

Закачку рабочих агентов прекращают при достижении разницы в обводненности стволов 6, 7, 8 относительно друг друга на 20%. После этого переходят на закачку сточной воды.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь бобриковского горизонта, представленного двумя пропластками со следующими коллекторскими свойствами: средняя глубина 1120 м, среднее пластовое давление 10,5 МПа, средняя нефтенасыщенная толщина пропластка 10 м, пористость 19 %, нефтенасыщенность 85 %, вязкость нефти 36 мПа·с. Лабораторные исследования показали возможность миграции мелкодисперсных глинистых частиц при закачке воды с общей минерализацией менее 5 г/л. После совместной разработки всех нефтенасыщенных пропластков основным вертикальным стволом 4 до обводнения скважины до 97 % из вертикального ствола добывающей скважины 4 в соответствующих нефтенасыщенных пропластках бурят два боковых горизонтальных ствола под углом 40° и 60° соответственно в горизонтальной плоскости к условной прямой, проведенной между добывающей 4 и нагнетательной 5 скважинами. В процессе разработки коллектора происходит прорыв воды к добывающей скважине 4 от соседней нагнетательной скважины 5. В результате продукция скважины 4 обводняется до 98%. Далее через нагнетательную скважину 5 закачивают воду с минерализацией 5 г/л в верхний пропласток с наибольшим темпом обводнения. В нижний пропласток с наименьшим темпом обводнения закачивают щелочную воду с pH=10 д.ед. Закачку рабочих агентов прекращают при достижении разницы в обводненности стволов 6, 7, 8 относительно друг друга на 10%. После этого переходят на закачку пластовой воды.

В результате разработки рассмотренного участка залежи, за время, которое ограничили обводнением добывающей скважины до 98% после бурения боковых горизонтальных стволов и проведением закачки соответствующих агентов, было добыто за 23 года эксплуатации 153,2 тыс. т нефти, коэффициент охвата составил 0,751 д.ед., коэффициент нефтеизвлечения (КИН) был достигнут 0,429 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 139,3 тыс. т нефти за 19 лет эксплуатации, коэффициент охвата составил 0,683 д.ед., КИН - 0,390 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,039 д.ед., мероприятия позволили продлить срок разработки участка залежи на 5 лет за счет снижения темпов обводнения.

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает увеличение нефтеотдачи залежи.

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

Способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, бурение из основных стволов добывающих скважин боковых горизонтальных стволов - БГС, проведение мероприятий по обеспечению равномерности выработки запасов, отличающийся тем, что мероприятия проводят после совместной разработки всех нефтенасыщенных пропластков основным вертикальным стволом до обводнения скважины не менее чем на 95%, для чего из вертикального ствола добывающей скважины в каждый пропласток бурят БГС под углом не менее 20° в горизонтальной плоскости к условной прямой, проведенной между добывающей и ближайшей нагнетательной скважинами, в нагнетательной скважине, являющейся причиной обводнения добывающей скважины с БГС, в пропласток с наибольшим темпом обводнения, зафиксированном во время эксплуатации основного вертикального ствола добывающей скважины, закачивают воду с минерализацией не более 5 г/л для породы, содержащей мелкодисперсные глинистые частицы, способные к миграции под действием низко минерализованной воды, либо закачивают воду с минерализацией не менее 300 г/л для породы, не содержащей глинистых частиц, в пропласток с наименьшим темпом обводнения закачивают щелочную воду с pH не менее 9 д.ед., закачку рабочих агентов прекращают при достижении разницы в обводненности стволов относительно друг друга на 20% и менее, после чего переходят на закачку сточной или пластовой воды, для нагнетания рабочих агентов используют оборудование для одновременно-раздельной закачки.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой или слоистой залежи нефти с преимущественно поровым типом коллектора многозабойными горизонтальными скважинами.

Настоящее изобретение относится к способу обработки иллитсодержащего пласта, предпочтительно пласта песчаника. Способ обработки иллитсодержащего пласта включает введение в пласт жидкости, содержащей глутаминовую N,N-диуксусную кислоту или ее соль.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности. Технический результат - обеспечение возможности отбора высоковязкой нефти с большим содержанием парафиновых и асфальто-смолистых веществ в высоковязкой нефти, снижение тепловых потерь.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение отбора продукции пласта и коэффициента извлечения нефти по месторождению без больших затрат на прогрев зон пласта, не охваченных прогревом и добычей, экономия растворителя за счет избирательной закачки.

Изобретение относится к извлечению нефти из нефтяного пласта. Способ извлечения нефти из нефтеносной залежи в пласте заключается в нагнетании рабочей жидкости внутрь указанного пласта, нагнетании олеофильного ПАВ при концентрации 0,1-100 мг/л указанной нагнетаемой жидкости и извлечении нефти из пласта.

Изобретение относится к применению биоцидов в нефтяных месторождениях. Способ обработки подземного образования, пронизанного стволом скважины, включающий введение жидкости для обработки скважины, состоящей из как минимум одного инкапсулированного биоцида, выбранного из приведенной группы, где при введении инкапсулированного биоцида и после предварительно определенного периода времени, биоцид высвобождается из инкапсулирующего материала и обрабатывает ствол скважины и подземное образование, жидкость для обработки скважины дополнительно содержит неинкапсулированный биоцид, и инкапсулированному биоциду свойственен такой профиль высвобождения, что инкапсулированный биоцид обеспечивает начальную концентрацию биоцида, способную обеспечить немедленный контроль микробного роста в пределах подземного образования и ствола скважины, и замедленное высвобождение биоцида для долгосрочного контроля микробного роста.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования охвата нефтяных пластов заводнением, и может найти применение при разработке неоднородной по проницаемости и нефтенасыщенности нефтяной залежи или при прогрессирующей обводненности добываемой жидкости.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение производительности скважин и нефтеотдачи нефтесодержащего пласта.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного пласта путем полимерного заводнения. В способе разработки нефтяного пласта, включающем закачку в пласт оторочки водного раствора частично гидролизованного полиакриламида - ПАА, указанный раствор дополнительно содержит смолу древесную омыленную - СДО при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПАА 0,03-0,15, СДО 0,001-0,005, вода минерализацией до 240 г/дм3 остальное.

Группа изобретений относится к ингибированию набухания глин. Технический результат - повышение эффективности ингибирования набухания глин с одновременным снижением опасности для человека и окружающей среды.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи скважинами с боковыми горизонтальными стволами. Технический результат - повышение равномерности выработки запасов нефти, увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к способам и устройствам стимуляции пласта и призабойной зоны в целях повышения приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений с максимальным учетом текущих давлений разбуриваемого участка нефтяной залежи.

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.

Изобретение относится к области разработки нефтяных пластов с неколлекторской зоной путем вытеснения нефти с помощью нефтедобывающих и нагнетательных скважин. Технический результат - повышение эффективности разработки.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для повышения эффективности разработки низкопроницаемых продуктивных пластов.

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.

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.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к разработке нефтяной залежи нефти в карбонатных и терригенных коллекторах вертикальными и многозабойными скважинами с горизонтальным окончанием.

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи скважинами с боковыми горизонтальными стволами. Технический результат - повышение равномерности выработки запасов нефти, увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи скважинами с боковыми горизонтальными стволами - БГС. Технический результат - повышение равномерности выработки запасов нефти, снижение водопритока к добывающим скважинам и увеличение коэффициентов охвата пластов и нефтеизвлечения. По способу осуществляют бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин. Осуществляют закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. После совместной разработки всех нефтенасыщенных пропластков основным вертикальным стволом до обводнения скважины не менее чем на 95 из вертикального ствола добывающей скважины в каждый пропласток бурят БГС под углом не менее 20° в горизонтальной плоскости к условной прямой, проведенной между добывающей и ближайшей нагнетательной скважинами. В нагнетательной скважине, являющейся причиной обводнения добывающей скважины с БГС, в пропласток с наибольшим темпом обводнения, зафиксированном во время эксплуатации основного вертикального ствола добывающей скважины, закачивают воду. Воду закачивают с минерализацией не более 5 гл для породы, содержащей мелкодисперсные глинистые частицы, способные к миграции под действием низко минерализованной воды, либо закачивают воду с минерализацией не менее 300 гл для породы, не содержащей глинистых частиц. В пропласток с наименьшим темпом обводнения закачивают щелочную воду с pH не менее 9 д.ед. Закачку рабочих агентов прекращают при достижении разницы в обводненности стволов относительно друг друга на 20 и менее. После этого переходят на закачку сточной или пластовой воды. Для нагнетания рабочих агентов используют оборудование для одновременно-раздельной закачки. 2 пр., 1 ил.

Наверх