Способ доизвлечения нефти из выработанных зон пласта

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяных пластов с высокой степенью выработанности. Технический результат - повышение нефтеизвлечения при разработке нефтяных пластов с высокой степенью выработанности. По способу определяют участки пласта, где накопленный отбор нефти от начальных извлекаемых запасов превышает 80%. На данных участках в одну или несколько добывающих скважин закачивают оторочку нефти из данного пласта. Эту оторочку продавливают водой с общей минерализацией не менее 50% от пластовой воды. После этого скважины пускают в добычу. Соотношение объема закачиваемой нефти к объему продавливаемой воды составляет от 1:10 до 1:100. Закачку оторочки нефти с продавкой ее водой ведут при остановленных на время проведения операций ближайших скважинах, расположенных на расстоянии 500 м и менее к рассматриваемым. Расход подбирают такой же либо меньший расхода воды в ближайшие нагнетательные скважины. Объем закачиваемой оторочки нефти в одну скважину рассчитывают по аналитическому выражению. 2 пр.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяных пластов с высокой степенью выработанности.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку в пласт водного раствора полиакриламида и поверхностно-активного вещества через нагнетательную скважину и добычу нефти через добывающую скважину. В известном способе в качестве поверхностно-активного вещества используют биологическое поверхностно-активное вещество КШАС продукт жизнедеятельности бактерий рода Pseudomonas acruginosa S-7 при массовом соотношении полиакриламида и биологического поверхностно-активного вещества от 1:2,5 до 1:4 соответственно (патент РФ № 2060373, кл. Е21В43/22, опубл. 20.05.1996).

Известный способ не обеспечивает достаточной фильтрации закачиваемого агента в пласт, что приводит к низкой эффективности воздействия на обводненную часть пласта и соответственно невысоким значениям нефтеотдачи.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки обводненных нефтяных месторождений, включающий закачку в пласт полимера акрилового ряда в жидкости-носителе и биологически активного вещества через нагнетательную скважину, последующее нагнетание вытесняющего агента. Согласно изобретению закачку полимера акрилового ряда в жидкости-носителе и биологически активного вещества осуществляют последовательно с дополнительной закачкой до и после закачки полимера акрилового ряда в жидкости-носителе нефти, причем в качестве жидкости-носителя используют углеводородную жидкость, а в качестве биологически активного вещества - водный раствор смеси мелассы и дрожжей, а перед закачкой вытесняющего агента проводят технологическую выдержку (патент РФ № 2261989, кл. Е21В43/22, опубл. 10.10.2005 - прототип).

Недостатком способа является невысокая эффективность воздействия, несмотря на большие проникающие способности закачиваемой композиции, соответственно нефтеотдача остается низкой. Кроме того, способ имеет достаточно сложные технические и технологические процессы.

В изобретении решается задача повышения коэффициента нефтеизвлечения при разработке нефтяных пластов с высокой степенью выработанности.

Задача решается тем, что в способе доизвлечения нефти из выработанных зон пласта, включающем разработку залежи добывающими и нагнетательными скважинами, добычу продукции из добывающих скважин и закачку рабочего агента в нагнетательные скважины, проведение на скважинах операций по закачке композиций для повышения нефтеизвлечения с последующим вытеснением рабочим агентом, согласно изобретению определяют участки пласта, где накопленный отбор нефти от начальных извлекаемых запасов превышает 80%, на данных участках в одну или несколько добывающих скважин закачивают оторочку нефти с данного пласта, которую продавливают водой с общей минерализацией не менее 50% от пластовой, после чего скважины пускают в добычу, соотношение объема закачиваемой нефти к объему продавливаемой воды составляет от 1:10 до 1:100, закачку нефти и продавку водой ведут при остановленных на время проведения операций ближайших скважинах, расположенных на расстоянии 500 м и менее к рассматриваемым, расход подбирают такой же либо менее, как расход воды в ближайшие нагнетательные скважины, объем V закачиваемой оторочки нефти в одну скважину рассчитывают по формуле

V=(1...100)·10-4·π·L2·h·m, м3,

где L - среднее расстояние между скважинами участка пласта, м;

h - средняя толщина участка пласта, м;

m - средняя пористость участка пласта, д.ед.;

π=3,14.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу нефтяных пластов с высокой степенью выработанности, разрабатываемых добывающими и нагнетательными скважинами, существенное влияние оказывает наиболее полный доотмыв нефти из пор. Закачка составов, таких как полимеры, поверхностно-активные вещества и пр., в т.ч. на основе биологических компонентов, продавливаемых или переносимых в нефти, безусловно снижают остаточную нефтенасыщенность. Однако лабораторные исследования показывают, что сама нефть без добавления каких-либо составов способна также значительно снижать остаточную нефтенасыщенность после ее прокачки даже в небольших количествах через уже заводненные образцы породы. Поэтому в способе, представленном в качестве прототипа, получаемый эффект может быть оценен ошибочно, т.к. большая часть прироста нефтеотдачи происходит от действия нефти на уровне ионных обменов с поверхностью породы. Существующие технические решения не в полной мере позволяют достигать значительной нефтеотдачи за счет закачки различных композиций. В изобретении решается задача повышения коэффициента нефтеизвлечения при разработке нефтяных пластов с высокой степенью выработанности. Задача решается следующим образом.

Способ реализуют следующим образом.

Нефтяной пласт разрабатывается добывающими и нагнетательными скважинами. Ввиду неоднородности коллектора, фронт вытеснения от нагнетательных скважин к добывающим движется неравномерно. Одни участки пласта вырабатываются быстрее других. Определяют участки пласта, где накопленный отбор нефти от начальных извлекаемых запасов превышает 80%. В качестве начальных извлекаемых запасов берут те, что числятся на государственном балансе. Для этого на основе адаптированной гидродинамической модели строят карту распределения остаточных геологических запасов нефти Qост, на основе которой пересчитывают и строят карту распределения выработанности W запасов. Пересчет значений W осуществляют для каждой ячейки модели по формуле

W=(Qгеол-Qост)·100/Qизвл, %, (1)

где Qгеол - начальные геологические запасы нефти ячейки, м3;

Qизвл - начальные извлекаемые запасы нефти ячейки, м3.

На выбранных участках в одну или несколько добывающих скважин закачивают оторочку нефти с данного пласта. Объем V закачиваемой оторочки нефти в одну скважину рассчитывают по формуле:

V=(1...100)·10-4·π·L2·h·m, м3, (2)

где L - среднее расстояние между скважинами участка пласта, м;

h - средняя толщина участка пласта, м;

m - средняя пористость участка пласта, д.ед.

Оторочку нефти продавливают водой с общей минерализацией не менее 50% от минерализации пластовой воды. Соотношение объема закачиваемой нефти к объему продавливаемой воды должно составлять от 1:10 до 1:100. Закачку оторочки нефти и продавку ее водой ведут при остановленных на время проведения операций ближайших соседних скважинах, расположенных на расстоянии 500 м и менее к тем, в которые осуществляют закачку оторочки нефти.

Скорость закачки нефти и воды (расход) не является существенным моментом, однако не должна превышать максимальную приемистость и задается не более той, что осуществляется в соседние нагнетательные скважины.

Коэффициент 1...100 в формуле (2) выбран согласно исследованиям. Так, если коэффициент равен 1, то объем нефтяной оторочки слишком мал и не оказывает влияния на прирост нефтеотдачи. Однако большие объемы закачки нефти, т.е. с коэффициентом более 100, несмотря на прирост добычи нефти снижают экономическую эффективность способа, т.к. получаемой дополнительной нефти недостаточно для покрытия расходов на проведение операций. Аналогично выбраны значения соотношения объема закачиваемой нефти к объему продавливаемой воды. При закачке воды в объеме менее 10 объемов нефти охват пласта оторочкой нефти незначителен, что не приводит к повышению нефтеотдачи. При больших объемах продавливаемой воды - более 100 объемов нефти, последующий необходимый отбор воды снижает экономическую эффективность способа. Из-за наличия неоднородности продавливаемая оторочка нефти не будет иметь строго плоско-радиальную или прямолинейно-параллельную форму, вода прорвется через высокопроницаемые участки и не позволит оторочке нефти уйти глубоко в пласт. Таким образом, закачиваемый объем воды не будет оказывать никакого эффекта.

Исследования также показали, что на расстояниях менее 500 м работающие скважины оказывают влияние на проведение операций по предлагаемому способу за счет интерференции, что снижает эффективность способа.

Низкая минерализация закачиваемой воды (менее 50% от пластовой) согласно лабораторным экспериментам оказывает существенное влияние на страгивание, миграцию и блокированию поровых каналов мелкодисперсными глинистыми частицами, при их присутствии в породе. В результате в промытых зонах снижается проницаемость, тогда как предлагаемый способ как раз и направлен на доизвлечение остаточных запасов в том числе и из таких зон. Также лабораторные исследования показали, что если отобрано из образца породы менее 80% извлекаемых запасов нефти, то применение способа практически не повышает нефтеотдачу ввиду того, что нефть еще способна согласно фазовым проницаемостям к фильтрации за счет депрессии.

После закачки оторочки нефти и продавки ее водой скважины (как те, на которых осуществляют способ, так и те, которые были остановлены во избежание влияния на процесс закачки) пускают в работу.

Аналогичные операции осуществляют на остальных участках пласта по достижении 80% выработанности.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки пласта.

Результатом внедрения данного способа является повышение коэффициента нефтеизвлечения при разработке нефтяных пластов с высокой степенью выработанности.

Примеры конкретного выполнения способа.

Пример 1. Нефтяной пласт, коллектор которой представлен терригенным поровым типом, залегающий на глубине 1600 м, разрабатывается 50 добывающими и 25 нагнетательными вертикальными скважинами с расстоянием между скважинами L=300 м. После 30 лет разработки строят геолого-гидродинамическую 3Д модель. На основе адаптированной по каждой скважине гидродинамической модели строят карту распределения остаточных запасов Qост, на основе которой пересчитывают и строят карту распределения выработанности запасов по формуле (1).

Определяют участки пласта, где накопленный отбор нефти от начальных извлекаемых запасов превышает 80%. Под данный критерий попадает один участок, состоящий из трех добывающих и одной нагнетательной скважин. Участок представлен чисто нефтяной зоной, средняя толщина пласта составляет h=4 м, пористость m=0,2 д.ед. Общая минерализация пластовой воды - 250 г/л. Приемистость нагнетательной скважины - 50 м3/сут. Отобрано с данных скважин 126 тыс. т. нефти, выработанность составляет 81%, текущий коэффициент нефтеизвлечения (КИН) - 0,369 д.ед. Выработанность определяют, зная, что по балансу запасов КИН в целом по пласту составляет 0,457 д.ед. (определялся при расчете системы разработки с заводнением, т.е. без применения способа по прототипу). Соответственно, если начальные геологические запасы нефти участка 341 тыс. т, то начальные извлекаемые запасы нефти участка - 156 тыс. т.

Одна из добывающих скважин на выбранном участке расположена в пониженной в структурном плане части. В данную скважину закачивают оторочку нефти с данного пласта в объеме

V=1·10-4·π·L2·h·m=1·10-4·3,14·3002·4·0,2=22,6 м3.

Оторочку нефти продавливают сточной водой, минерализация которой составляет 200 г/л в объеме, равном 10 объемам оторочки нефти, т.е. 22,6·10=226 м3. Закачку оторочки нефти и продавку ее водой ведут при остановленных на время проведения операций ближайших соседних скважинах, расположенных на расстоянии 500 м и менее к рассматриваемой. Под данный критерий попадают все оставшиеся три скважины участка (две добывающие и одна нагнетательная). Закачку нефти и воды осуществляют с расходом 50 м3/сут. После закачки нефти и воды данные скважины участка пускают в работу.

Аналогичные операции осуществляют на остальных участках пласта по достижении 80% выработанности.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки пласта.

В результате разработки рассмотренного участка пласта, состоящего из четырех скважин, за время, которое ограничили обводнением добывающих скважин до 98%, было добыто 178 тыс.т нефти, КИН был достигнут больший, чем утверждённый - 0,523 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 164 тыс. т нефти, КИН составил 0,482 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,041 д.ед.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Коллектор имеет другие характеристики. Выработанность двух участков составляет 80% и 93% соответственно. Приемистость нагнетательных скважин - 200 м3/сут. На одном участке закачивают оторочку нефти одновременно в две скважины, на втором - в три. Объемом закачки нефти в одну скважину первого участка составляет

V1=100·10-4·π·L2·h·m=100·10-4·3,14·3002·4·0,2=2260 м3,

второго участка

V2=50·10-4·π·L2·h·m=100·10-4·3,14·3002·4·0,2=1130 м3.

Оторочку нефти продавливают сточной водой, минерализация которой составляет 250 г/л в объеме, равном 100 объемам оторочки нефти. Закачку нефти и воды осуществляют с расходом 200 м3/сут.

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает увеличение нефтеотдачи пласта.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения коэффициента нефтеизвлечения при разработке нефтяных пластов с высокой степенью выработанности.


Способ доизвлечения нефти из выработанных зон пласта, включающий разработку залежи добывающими и нагнетательными скважинами, добычу продукции из добывающих скважин и закачку рабочего агента в нагнетательные скважины, проведение на скважинах операций по закачке композиций для повышения нефтеизвлечения с последующим вытеснением рабочим агентом, отличающийся тем, что определяют участки пласта, где накопленный отбор нефти от начальных извлекаемых запасов превышает 80%, на данных участках в одну или несколько добывающих скважин закачивают оторочку нефти данного пласта, которую продавливают водой с общей минерализацией не менее 50% от пластовой, после чего скважины пускают в добычу, соотношение объема закачиваемой нефти к объему продавливаемой воды составляет от 1:10 до 1:100, закачку оторочки нефти и продавку ее водой ведут при остановленных на время проведения операций ближайших скважинах, расположенных на расстоянии 500 м и менее к рассматриваемым, расход воды подбирают такой же либо менее, как расход воды в ближайшие нагнетательные скважины, объем V закачиваемой оторочки нефти в одну скважину рассчитывают по формуле
V=(1...100)·10-4·π·L2·h·m, м3,
где L - среднее расстояние между скважинами участка пласта, м;
h - средняя толщина участка пласта, м;
m - средняя пористость участка пласта, д.ед.;
π =3,14.



 

Похожие патенты:

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 нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной нефтяной залежи. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи.

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

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

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 нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Технический результат - повышение нефтеотдачи. При разработке нефтяной залежи разработку участка залежи ведут на естественном режиме до снижения пластового давления до 55-65% от начального, обводненности добываемой продукции 50-60% и добычи не более 10% извлекаемых запасов. Эксплуатируют добывающую скважину, расположенную в центре участка разработки, до достижения наименьшего дебита, максимальной обводненности и минимального пластового давления в районе скважины среди всех добывающих скважин. Переводят добывающую скважину в нагнетательную, закачивают рабочий агент через переведенную скважину. Увеличивают пластовое давление на участке разработки до 75-80% от начального и разрабатывают залежь на вновь установленном режиме. 1 пр.

Изобретение относится к способам разработки многопластовой залежи с вытеснением водой. Способ включает внутрискважинную перекачку воды из водоносного пласта в продуктивный пласт на естественном режиме за счет энергии водоносного пласта по нагнетательным скважинам и отбор нефти из продуктивного пласта через добывающие скважины. Нагнетательные скважины между пластами оборудуют седлами, внутри которых устанавливают клапаны, пропускающие воду снизу вверх при расположении водоносного пласта ниже нефтеносного или сверху вниз при расположении водоносного пласта выше нефтеносного. При расположении водоносного пласта ниже нефтеносного клапан изготавливают с плавучестью в перекачиваемой воде меньше нулевой, обеспечивающей переток воды при перепаде давлений выше выбранного. При расположении водоносного пласта выше нефтеносного клапан изготавливают с плавучестью в перекачиваемой воде больше нулевой, обеспечивающей переток воды при перепаде давлений выше выбранного. Технический результат заключается в повышении эффективности разработки многопластовой нефтяной залежи. 2 н.п. ф-лы, 5 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве и эксплуатации добывающих горизонтальных скважин на нефтяных залежах с подошвенной водой. Технический результат - сокращение объемов добываемой попутной пластовой воды, снижение обводненности добываемой продукции. По способу осуществляют закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Пластовую продукцию отбирают через добывающие скважины. Предусматривают проводку горизонтальных стволов нефтедобывающей скважины в одной вертикальной плоскости и отбор добываемой продукции через горизонтальные стволы. При этом проводку первого горизонтального ствола выполняют в нефтенасыщенном пласте вблизи от водонефтяного контакта. Второй горизонтальный ствол проводят в верхней части нефтенасыщенного пласта длиной, меньшей длины первого горизонтального ствола. Осуществляют перфорацию первого горизонтального ствола в горизонтальной плоскости. Проводят закачку в первый горизонтальный ствол водоизолирующего материала, имеющего плотность больше плотности нефти и меньше плотности пластовой воды и создающего барьер для протекания пластовой воды при контакте с пластовой водой. Одновременно осуществляют закачку во второй горизонтальный ствол нефти с одинаковым давлением и расходом, при которых закачивают водоизолирующий материал, до начала схватывания водоизолирующего материала. Прекращают закачку и проводят технологическую выдержку. Осуществляют отбор нефти через второй горизонтальный ствол скважины. 3 пр.

Изобретение относится к технологии разработки нефтяных пластов с помощью нефтедобывающих и нагнетательных скважин. Способ может быть использован на нефтяных месторождениях, где добыча нефти из пластов ведется методом вытеснения нефти закачиваемым агентом, в частности - водой. Технический результат - повышение эффективности разработки за счет организации в ограниченной зоне пласта плоско-параллельной фильтрации пластовой жидкости с помощью одной скважины с исключением возможности образования застойных зон. По способу строят скважину, в которой горизонтальную часть обсадной колонны располагают непосредственно в участке нефтяного пласта с однородными свойствами. Обеспечивают С-образный вид скважины. Первый и третий участки обсадной колонны скважины имеют одинаковую длину, необходимую плотность перфорационных отверстий и параллельное друг другу расположение. Второй участок соединяет вышеупомянутые участки в единую обсадную колонну. Пространство между обсадной колонной второго участка и горной породой пласта заполняют цементным раствором. В скважину спускают колонну насосно-компрессорных - НКТ или колтюбинговых труб до границы второго и третьего участков обсадной колонны. Кольцевое пространство в граничной зоне между обсадной колонной и данной колонной труб герметизируют с помощью пакера. На участке нефтяного пласта организуют плоско-параллельную фильтрацию вытесняющего агента и пластовой нефти путем закачки вытесняющего агента в пласт с помощью колонны НКТ или колтюбинговых труб через перфорационные отверстия конечного - третьего горизонтального участка обсадной колонны. Отбор нефти из пласта производят через перфорационные отверстия первого горизонтального участка обсадной колонны с помощью фонтанной или механизированной эксплуатации скважины. Подъем нефти до устья осуществляют по кольцевому - межтрубному пространству скважины. Для организации наблюдения в режиме реального времени за закачкой вытесняющего агента и отбором пластовой нефти скважину в зонах первого и третьего участков обсадной колонны оборудуют датчиками давления и температуры. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке слоистых нефтяных пластов с высокой степенью выработанности. Технический результат - повышение коэффициента нефтеизвлечения при разработке нефтяных пластов с высокой степенью выработанности. Способ включает разработку залежи добывающими и нагнетательными скважинами, добычу продукции из добывающих скважин и закачку рабочего агента в нагнетательные скважины, обработку коллектора нефтевытесняющими составами через добывающие скважины, пуск в работу скважин после закачки нефтевытесняющих составов. При этом посредствам лабораторных керновых исследований определяют остаточную нефтенасыщенность каждого слоя - пропластка при вытеснении водой, применяемой для заводнения. После разработки коллектора заводнением и превышении обводненности добывающей скважины более чем на 90% проводят геофизические исследования. По этим исследованиям определяют текущую нефтенасыщенность пропластков. При заданном условии остаточной нефтенасыщенности закачивают оторочку нефти из данного пласта. Эту оторочку продавливают водой с меньшей минерализацией, чем минерализация закачиваемой воды. Во время закачки нефти остальные пропластки изолируют пакерами. Ближайшие нагнетательные скважины останавливают. Соотношение объема закачиваемой нефти к объему продавливаемой воды в каждом пропластке задают от 1:10 до 1:100. Объем закачиваемой оторочки нефти рассчитывают по аналитическому выражению, учитывающему расстояние от добывающей скважины, в которую закачивают оторочку нефти, до ближайшей нагнетательной скважины, среднюю толщину пропластка и его среднюю пористость. 1 ил., 2 пр.

Изобретение относится к газовой отрасли и связано с проблемой обеспечения эффективной доразработки водоплавающих залежей с остаточными запасами низконапорного газа. В частности, изобретение актуально для крупнейших газовых залежей в отложениях сеномана на месторождениях Севера Западной Сибири, остаточные запасы низконапорного газа в которых оцениваются в несколько триллионов куб. м. Технический результат - повышение эффективности способа за счет учета особенностей проявления водонапорного режима при доразработке водоплавающей залежи с запасами низконапорного газа и возможности воздействия на него. По способу продолжают разработку залежи на основе пробуренных вертикальных добывающих скважин. Компримируют газ для подачи его в магистральный газопровод и реализуют комплекс технико-технологических решений, в соответствии с которыми осуществляют бурение одной или нескольких горизонтальных скважин для добычи воды из интервалов ниже текущего уровня газоводяного контакта - ГВК и выше его начального уровня в пределах зоны установки комплексной подготовки газа - УКПГ, где за счет конусообразования происходит поступление пластовой воды в добывающие вертикальные скважины. В периферийных зонах, за пределами зон разбуривания УКПГ, бурят одну или несколько горизонтальных нагнетательных скважин для закачки воды в интервалы ниже текущей отметки ГВК. Обеспечивают вытеснение малоподвижного периферийного низконапорного газа в сторону добывающих вертикальных скважин. Для поддержания уровня добычи газа за пределами зон разбуривания УКПГ бурят одну или несколько горизонтальных добывающих скважин с проводкой ствола в верхней части продуктивного пласта ближе к кровле. При продолжении продвижения подошвенной воды к забоям вертикальных добывающих скважин в первоочередных скважинах-кандидатах на обводнение интервалы перфорации сокращают на 5-10 метров за счет цементирования их нижней части. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке пластовых залежей нефти, осложненных вертикальными разломами, вытеснением рабочим агентом. Технический результат - повышение эффективности разработки за счет экономии рабочего агента и энергии для его закачки в нефтеносный участок пласта от использования жидкости и энергии близлежащих участков. По способу определяют гипсометрические отметки пласта. Размещают вертикальные и горизонтальные добывающие, нагнетательные скважины за исключением зон максимального падения гипсометрических отметок пласта в непосредственной близости от разломов. Вдоль них размещают вертикальные добывающие скважины. Осуществляют закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. Переводят вертикальные добывающие скважины в нагнетательные при снижении в них дебита ниже уровня рентабельности. Осуществляют бурение дополнительных горизонтальных стволов, направленных в сторону линии разлома. При этом определяют непроницаемые границы разломов в залежи, разбивающие пласт на участки с различным пластовым давлением. Перед переводом обводнившихся добывающих скважин под нагнетание рабочего агента для поддержания пластового давления дополнительные горизонтальные стволы бурят со вскрытием непроницаемой границы разломов из обводнившегося участка пласта с более высоким пластовым давлением в нефтеносный участок пласта выше уровня водонефтяного контакта. Осуществляют переток жидкости из одного участка пласта в другой участок с пониженным пластовым давлением по дополнительным горизонтальным стволам. Объем закачиваемого с поверхности вытесняющего агента через нагнетательные скважины в участок с пониженным давлением снижают. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к области разработки карбонатных коллекторов с трещинно-каверновым типом пустотного пространства в пределах сводовой части структуры при наличии сводовой кальдеры. Технический результат - увеличение дебита нефти добывающих скважин и конечного коэффициента извлечения нефти за счет повышения охвата выработкой запасов нефти в карбонатных трещинно-каверновых коллекторах. По способу определяют участки залежи со сводовой кальдерой, характеризующейся распространением радиальных трещин и кольцевой непроницаемой трещиной с уменьшающейся вниз по разрезу их раскрытостью. Определяют зоны распространения трещин различного типа и зоны кавернования на этом участке. Определяют направления движения регионального потока жидкости по зонам трещиноватости. В зонах кавернования располагают добывающие скважины со вскрытием всех коллекторов кальдеры по разрезу. Нагнетательные скважины располагают в северной части внутри кальдеры на расстоянии не менее 100 м до ближайшей добывающей скважины на одинаковом расстоянии между ближайшими трещинами со вскрытием и закачкой вытесняющего агента в нижний коллектор. Осуществляют закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины. Продукцию отбирают через добывающие скважины. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к области разработки нефтяной залежи на поздней стадии разработки. Технический результат - повышение эффективности разработки за счет равномерности охвата пласта заводнением и снижения затрат на строительство скважин. По способу определяют остаточные запасы нефти в межскважинном пространстве. Для этого выбирают заводненную нефтяную залежь, из которой отобрано ≥80% извлекаемых запасов нефти и с нефтенасыщенными толщинами ≥2 м. По результатам геофизических исследований скважин и лабораторных исследований керна выделяют зоны с низкопродуктивными породами, вскрытые соседними скважинами. Определяют области дренирования добывающих скважин для определения границы зоны с остаточными рентабельными запасами нефти в межскважинном пространстве. В направлении этих зон из близлежащих добывающих скважин с наименьшей выработкой запасов бурят дополнительные добывающие боковые и боковые горизонтальные стволы. Длина боковых и боковых горизонтальных стволов не превышает расстояния между соседними скважинами. При наличии в разрезе соседних скважин более одного нефтенасыщенного пласта, в каждом из которых установлена зона с остаточными рентабельными запасами нефти, бурят боковой ствол со вскрытием всех этих зон. Осуществляют закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины. Продукцию отбирают через добывающие скважины. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.,1 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке антиклинальных залежей нефти с водонефтяными зонами и терригенным типом коллектора. Технический результат - повышение нефтеотдачи нефтяных залежей. По способу осуществляют бурение на залежи с водонефтяными зонами системы добывающих скважин. Эти скважины в верхней части продуктивного пласта перфорируют для отбора продукции. Разработку проводят в залежах с антиклинальной структурой, представленных терригенным типом коллектора, в порах которых имеются мелкодисперсные глинистые частицы и не менее 50% данных частиц относятся к каолинитным глинам. После обводнения более чем на 98% одной или нескольких скважин первого ряда, расположенных ближе всего к водонефтяному контакту, в них закачивают модифицированную воду - воду, в которой концентрация NaCl составляет не более 5 г/л и ее воздействие на данный коллектор снижает фазовую проницаемость по воде не менее чем в 5 раз. Закачку ведут в течение 3-10 суток с расходом 0,1-0,8 от максимальной приемистости данных скважин. После этого указанные скважины первого ряда останавливают. В соседние добывающие скважины второго ряда, расположенные выше по структурным отметкам, закачивают модифицированную воду в течение 5-15 суток с расходом не более 0,1 от максимальной приемистости данных скважин. Затем через 1-10 суток пускают скважины второго ряда в добычу. Процессы закачки модифицированной воды повторяют последовательно в направлении от минимальных структурных отметок к максимальным при обводнении соответствующих скважин. 2 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяных пластов с высокой степенью выработанности. Технический результат - повышение нефтеизвлечения при разработке нефтяных пластов с высокой степенью выработанности. По способу определяют участки пласта, где накопленный отбор нефти от начальных извлекаемых запасов превышает 80. На данных участках в одну или несколько добывающих скважин закачивают оторочку нефти из данного пласта. Эту оторочку продавливают водой с общей минерализацией не менее 50 от пластовой воды. После этого скважины пускают в добычу. Соотношение объема закачиваемой нефти к объему продавливаемой воды составляет от 1:10 до 1:100. Закачку оторочки нефти с продавкой ее водой ведут при остановленных на время проведения операций ближайших скважинах, расположенных на расстоянии 500 м и менее к рассматриваемым. Расход подбирают такой же либо меньший расхода воды в ближайшие нагнетательные скважины. Объем закачиваемой оторочки нефти в одну скважину рассчитывают по аналитическому выражению. 2 пр.

Наверх