Способ разработки нефтяной залежи на поздней стадии разработки

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.

 

Предлагаемый способ относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки нефтяной залежи на поздней стадии разработки.

Известен способ разработки нефтяной залежи с глинистым коллектором (патент RU №2527949, МПК Е21В 43/16, опубл. 10.09.2014, бюл. №25), включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие скважины. Для разработки выбирают залежь или участок залежи с пластовым давлением не ниже начального, обводненностью 60% более, извлекаемыми запасами не менее 40 тыс. т. Затем по данному участку проводят ретроспективный анализ по изменению в динамике пластовых и забойных давлений и выбирают наименее выработанный участок с содержанием глинистой фракции от 2,5% и более. После проведенного анализа производят замещение нескольких проектных точек бурения вертикальных нагнетательных скважин одной нагнетательной скважиной с горизонтальным окончанием. Горизонтальный ствол размещают в пласте с толщиной по простиранию не менее 3 м. Проводку ствола осуществляют на границе перехода породы коллектора из глинистого песчаника в алевролит. После ввода в работу горизонтальной нагнетательной скважины производят закачку жидкости в пласт с постоянным контролем за изменением в режиме работы окружающих добывающих скважин посредством замеров забойного давления и обводненности продукции. После роста забойного давления, достаточного для интенсификации отбора продукции, производят работы по оптимизации глубинного насосного оборудования на больший типоразмер. После проведенного анализа производят замещение нескольких проектных точек бурения вертикальных добывающих скважин одной добывающей скважиной с горизонтальным окончанием. Горизонтальный ствол размещают в пласте с толщиной по простиранию не менее 3 м. Проводку ствола осуществляют на границе перехода породы коллектора из глинистого песчаника в алевролит. После ввода в работу горизонтальной добывающей скважины производят отбор жидкости из пласта с постоянным контролем за изменением в режиме работы окружающих добывающих скважин посредством замеров забойного давления и обводненности продукции. После снижения забойного давления на 10% ниже давления насыщения производят работы по увеличению закачки по влияющим нагнетательным скважинам.

Недостатком известного способа является то, что не определяют области дренирования добывающих скважин, не выделяют границы зон с остаточными запасами нефти в межскважинном пространстве, разработка залежи ведется с бурением новых горизонтальных скважин большой длины, каждая из которых замещает несколько проектных точек бурения вертикальных скважин, что ведет к увеличению материальных затрат на строительство скважин. В способе не предусматривается вариант одновременной выработки остаточных запасов из зон, расположенных в нескольких пластах.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяного месторождения (патент RU №2208137, МПК Е21В 43/16, опубл. 10.07.2003), включающий разбуривание вертикальных и горизонтальных скважин по определенной схеме. Закачивают воду и добывают нефть. Согласно изобретению на поздней стадии разработки при высокой обводненности добываемой нефти определяют центры скопления остаточных запасов нефти в прикровельной части пласта. Бурят дополнительные горизонтальные скважины или боковые горизонтальные стволы от добывающих скважин между вертикальными добывающими и нагнетательными скважинами в прикровельной части пласта. Горизонтальную часть скважин или стволов располагают перпендикулярно линиям тока пластовых флюидов и на расстоянии, составляющем 60-80% расстояния от нагнетательных до вертикальных добывающих скважин. Остаточные запасы нефти вводят в разработку при депрессиях, позволяющих эксплуатировать горизонтальные скважины или боковые горизонтальные стволы без подтягивания конусов подошвенной воды.

Недостатком известного способа является то, что не определяют области дренирования добывающих скважин и не выделяют границы зон с остаточными запасами нефти в межскважинном пространстве, что усложняет попадание горизонтальных стволов в такие зоны. Согласно способу горизонтальную часть скважин или стволов располагают перпендикулярно линиям тока пластовых флюидов, на фиксированном расстоянии от ближайших добывающих и нагнетательных скважин, что также снижает вероятность попадания горизонтального ствола в зону с рентабельными остаточными запасами нефти. В способе не предусматривается вариант одновременной выработки остаточных запасов из зон, расположенных в нескольких пластах.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение нефтеотдачи и эффективности разработки нефтяной залежи на поздней стадии разработки за счет вовлечения в разработку зон с остаточными запасами нефти в низкопродуктивных коллекторах в результате проведения геофизических исследований скважин, лабораторных исследований керна, определения области дренирования добывающих скважин, а также обеспечение равномерным охватом пласта заводнением и снижением материальных затрат на строительство скважин за счет бурения добывающих боковых, боковых горизонтальных стволов из ранее пробуренного фонда скважин.

Технический результат достигается способом разработки, включающим определение остаточных запасов нефти в межскважинном пространстве, бурение дополнительных добывающих боковых и боковых горизонтальных стволов, вскрытие остаточных нефтенасыщенных интервалов, закачку вытесняющего агента через нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины.

Новым является то, что выбирают заводненную нефтяную залежь, из которой отобрано ≥80% извлекаемых запасов нефти, с нефтенасыщенными толщинами ≥2 м, по результатам геофизических исследований скважин, 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 которых из близлежащих добывающих скважин с наименьшей выработкой запасов бурят дополнительные добывающие боковые и боковые горизонтальные стволы, причем длина боковых и боковых горизонтальных стволов не превышает расстояния между соседними скважинами.

Новым является также то, что 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.

На фиг. 1 представлена схема осуществления предлагаемого способа разработки нефтяной залежи (вид сверху) на участке залежи. На фиг. 2 изображен разрез А-А по фиг. 1.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Выбирают заводненную нефтяную залежь 1 (фиг. 1), из которой отобрано ≥80% извлекаемых запасов нефти, с нефтенасыщенными толщинами ≥2 м. По результатам геофизических исследований скважин, лабораторных исследований керна уточняют геологическое строение залежи 1, строят структурные карты, карты эффективных нефтенасыщенных толщин по пластам, проводят лабораторные исследования керна. Определяют пористость, нефтенасыщенность, проницаемость, глинистость пород пласта, распространение нефтенасыщенных толщин по площади залежи (не показаны).

Выделяют участок заводненной нефтяной залежи 1 с низкопродуктивными породами (проницаемость ≤0,1 мкм2 и глинистость ≥2,0%), вскрытый соседними скважинами 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8.

Определяют области дренирования 9 добывающих скважин 4, 5, 6, 7, 8 для определения границы зоны 10 (фиг. 1, 2) с остаточными рентабельными запасами нефти в межскважинном пространстве, для чего проводят анализ работы скважин 4, 5, 6, 7, 8 (фиг. 1).

Используя формулу подсчета запасов нефти объемным методом (1), определяют площадь (2) дренирования добывающих скважин 4, 5, 6, 7, 8:

где S - площадь;

h - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта;

Кп - коэффициент открытой пористости;

Кн - коэффициент нефтенасыщенности;

p - плотность нефти при стандартных условиях;

- пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти;

Кин - коэффициент извлечения нефти.

Вместо извлекаемых запасов нефти Qизв в формуле (2) используют накопленный отбор нефти Qн по каждой добывающей скважине 4, 5, 6, 7, 8 на участке залежи 1, вскрывшей низкопродуктивные коллекторы:

Затем, используя формулу для расчета площади круга S, определяют радиус R дренирования каждой добывающей скважины 4, 5, 6, 7, 8:

где π=3,14.

На карту эффективных нефтенасыщенных толщин около каждой добывающей скважины 4, 5, 6, 7, 8 наносят круги 9, площадь каждого из которых равна площади зоны дренирования этой скважины 4, 5, 6, 7, 8. Выделяют границы 10 зоны с остаточными запасами нефти в межскважинном пространстве, которые расположены между зонами дренирования 9 скважин 4, 5, 6, 7, 8 (фиг. 1). Производят подсчет остаточных запасов нефти в этой зоне 10 по формуле (1).

Затем в направлении зоны 10 с остаточными рентабельными запасами нефти бурят дополнительные добывающие боковые 11 (фиг. 2) и боковые горизонтальные 12 (фиг. 1) стволы из скважины с наименьшей выработкой запасов, т.е. из добывающей скважины 7 с меньшим радиусом дренирования, причем длина боковых 11 и боковых горизонтальных стволов 12 не превышает расстояния между соседними скважинами 4, 5, 6, 7, 8.

При наличии в разрезе соседних скважин 4, 5, 6, 7, 8 более одного нефтенасыщенного пласта 14, 15 (фиг. 2), в каждом из которых установлена зона 10, 13 (фиг. 2) с остаточными рентабельными запасами нефти, бурят боковой ствол 11 со вскрытием всех этих зон 10, 13.

Пример конкретного выполнения

Осуществление данного способа рассмотрим на примере участка заводненной нефтяной залежи 1 (фиг. 1), характерного для пластовых залежей пашийского горизонта. Выбрали заводненную нефтяную залежь 1 с эффективными нефтенасыщенными толщинами 5,5 м. Провели геофизические исследования скважин, лабораторные исследования керна и определили коллекторские свойства пласта: пористость равна 19,2%, проницаемость - 0,096 мкм2, нефтенасыщенность - 86%, глинистость - 2,3%.

Выделили участок заводненной нефтяной залежи 1 с низкопродуктивными породами, вскрытый скважинами 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8. Скважины 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8 пробурены на расстоянии 350 м друг от друга. По каждой добывающей скважине 4, 5, 6, 7, 8 определили накопленную добычу нефти Qн с начала разработки участка залежи 1: в скважине 4 она составила 84 тыс. т, в скважине 5-30 тыс. т, в скважине 6-41 тыс. т, в скважине 7-17 тыс. т, в скважине 8-25 тыс. т. Обводненность добываемой продукции на участке залежи достигла 94%.

Рассчитали по формуле (2) радиусы дренирования 9 скважин 4, 5, 6, 7, 8 и нанесли круги на карту нефтенасыщенных толщин (не показаны). Выделили границы зоны 10 с остаточными запасами нефти в межскважинном пространстве. По формуле (1) посчитали извлекаемые запасы нефти. Они составили 26 тыс. т. Из скважины 7, имеющей наименьший накопленный отбор нефти, пробурили боковой горизонтальный ствол 12 длиной 180 м в направлении скважины 6.

Дебит нефти из бокового горизонтального ствола 12 составил 10,4 т/сут, начальная обводненность добываемой продукции - 32,0%. Дополнительная добыча нефти за год эксплуатации бокового горизонтального ствола 12 составила 3,5 тыс. т.

Предлагаемый способ разработки нефтяной залежи позволяет повысить нефтеотдачу обводненных пластов за счет вовлечения в разработку зон с остаточными запасами нефти в низкопродуктивных коллекторах в результате проведения геофизических исследований скважин, лабораторных исследований керна, определения области дренирования добывающих скважин. Способ позволяет также обеспечить равномерный охват пласта заводнением и снизить материальные затраты на строительство скважин за счет бурения добывающих боковых, боковых горизонтальных стволов из ранее пробуренного фонда скважин.

1. Способ разработки нефтяной залежи на поздней стадии разработки, включающий определение остаточных запасов нефти в межскважинном пространстве, бурение дополнительных добывающих боковых и боковых горизонтальных стволов, вскрытие остаточных нефтенасыщенных интервалов, закачку вытесняющего агента через нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины, отличающийся тем, что выбирают заводненную нефтяную залежь, из которой отобрано ≥80% извлекаемых запасов нефти, с нефтенасыщенными толщинами ≥2 м, по результатам геофизических исследований скважин, 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 которых из близлежащих добывающих скважин с наименьшей выработкой запасов бурят дополнительные добывающие боковые и боковые горизонтальные стволы, причем длина боковых и боковых горизонтальных стволов не превышает расстояния между соседними скважинами.

2. Способ разработки нефтяной залежи на поздней стадии разработки по п. 1, отличающийся тем, что 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.



 

Похожие патенты:

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке пластовых залежей нефти, осложненных вертикальными разломами, вытеснением рабочим агентом.

Изобретение относится к газовой отрасли и связано с проблемой обеспечения эффективной доразработки водоплавающих залежей с остаточными запасами низконапорного газа.

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.

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.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве и эксплуатации добывающих горизонтальных скважин на нефтяных залежах с подошвенной водой.

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.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Технический результат - повышение нефтеотдачи.
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.

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 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 неоднородных слоистых коллекторов. Технический результат - повышение равномерности выработки запасов нефти, увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения слоистых нефтяных залежей. Способ включает выбор добывающей скважины и ближайшей к ней нагнетательной скважины, являющейся причиной обводнения добывающей скважины. Осуществляют закачку в скважины состава для ограничения водопритока для ликвидации зон прорыва воды. Закачивают воду в нагнетательную скважину и отбирают продукцию из добывающей скважины. В качестве состава для ограничения водопритока используют модифицированную воду - воду, концентрацию и ионный состав растворенных солей которой определяют по лабораторным исследованиям снижения проницаемости керна данного пропластка не менее чем в 10 раз при прокачке одного порового объема керна при пластовой температуре и скорости прокачки не менее 5 мл/мин. При этом снижение проницаемости является результатом выпадения солей в призабойной зоне добывающей скважины при реакции модифицированной воды со сточной водой пропластка. В добывающей скважине определяют обводненность каждого пропластка. В нагнетательную и добывающую скважины спускают колонну труб с пакерами и изолируют данными пакерами пропласток с максимальной обводненностью от остальных пропластков. Закачивают в изолированный пропласток через нагнетательную скважину модифицированную воду с расходом 0,5-1,0 от максимальной приемистости пропластка. При этом забойное давление в добывающей скважине снижают до 0,9-1,0 от давления насыщения. Закачку ведут до снижения обводненности пропластка до 0,8-1,2 от обводненности пропластка с минимальной обводненностью. После этого через нагнетательную скважину в рассматриваемый пропласток закачивают водный раствор хлора из расчета 20-100 м3 на 1 м эффективной толщины пропластка. В первые 10-50 м3 закачиваемой модифицированной воды добавляют ингибиторы отложения солей. Аналогичную операцию по последовательной закачке модифицированной воды и водного раствора хлора проводят на остальных пропластках кроме пропластка с минимальной обводненностью. После этого скважины переводят в обычный режим эксплуатации. Вышеупомянутые мероприятия повторяют с периодичностью 0,5-2 года. 2 пр., 1 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение в добывающих и нагнетательных скважинах, в которых происходит приток или поглощение жидкости в выше- или нижележащие горизонты. Технический результат - повышение эффективности ликвидации заколонной циркуляции в добывающих и нагнетательных скважинах и увеличение продолжительности эффекта. Способ включает выбор добывающей или нагнетательной скважины с притоком или поглощением в выше- или нижележащие водоносные горизонты относительно эксплуатируемого нефтеносного пласта, остановку скважины, закачку в нее состава для ограничения водопритока или водопоглощения, пуск скважины в работу. В качестве состава для ограничения водопритока или водопоглощения используют модифицированную воду, в которой концентрацию и ионный состав растворенных солей определяют по снижению проницаемости керна водоносного горизонта не менее чем в 10 раз при прокачке одного порового объема керна при пластовой температуре, при этом снижение проницаемости является результатом выпадения солей при реакции модифицированной воды с пластовой водой водоносного горизонта, в скважину закачивают модифицированную воду, нагретую до температуры 40-100°C на забое и с расходом 0,5-1,0 от максимальной приемистости водоносного горизонта, общий объем закачки определяют как 20-300 м3 на 1 м эффективной толщины водоносного горизонта, при необходимости предотвращения выпадения солей в насосном оборудовании и трубах в первые 2-5% от общего объема закачиваемой модифицированной воды добавляют ингибиторы, операции по закачке модифицированной воды повторяют при новом обводнении добывающей скважины водой из водоносного горизонта не менее чем до 95% или при повышении приемистости нагнетательной скважины до значения большего, чем максимальная приемистость продуктивного нефтяного пласта. 1 ил.

Изобретение относится к химии и нефтедобывающей промышленности, а именно к способам вытеснения остаточной нефти из неоднородных по проницаемости пластов, и может быть использовано для солевой обработки нефтесодержащего пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами. Способ включает закачку в пласты водных солевых растворов, содержащих хлориды, отличающийся тем, что в пласт вначале подают раствор хлорида натрия, и/или калия, и/или кальция, и/или магния с общим содержанием солей 60-200 г/л при pH 6,5-7,5, после чего пласт обрабатывают раствором серной кислоты. Технический результат - равномерная обработка всех застойных зон пласта, повышение производительности скважин и степени нефтеотдачи нефтесодержащего пласта, а также удаление серы из нефти непосредственно в продуктивном пласте. 3 з.п ф-лы, 3 пр., 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи скважинами с боковыми горизонтальными стволами - БГС. Технический результат - повышение равномерности выработки запасов нефти, снижение водопритока к добывающим скважинам и увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения. По способу осуществляют бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин. Закачивают рабочий агент в нагнетательные скважины и отбирают продукцию из добывающих скважин. Осуществляют бурение из основных вертикальных стволов добывающих скважин БГС. 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 20-80° в горизонтальной плоскости к условной прямой, проведенной между добывающей и ближайшей нагнетательной скважиной. Длину БГС определяют обратно пропорционально темпу обводнения пропластков, зафиксированных во время эксплуатации основного вертикального ствола. В пропластке с наибольшим темпом обводнения бурят БГС с минимальной длиной, но не менее 50 м. В пропластке с наименьшим темпом обводнения бурят БГС соответственно с максимальной длиной, но не менее 100 м. Между пропластками в вертикальном стволе устанавливают профильные перекрыватели. В каждый БГС устанавливают перемещаемый пакер, который при каждом достижении обводнения ствола более чем на 95% перемещают последовательно от «носка» к «пятке» на расстояние 10-50 м. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при доразработке нефтяной залежи преимущественно с повышенной и высокой вязкостью нефти. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи. По способу осуществляют бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин. Обеспечивают заводнение залежи и извлечение нефти на поверхность с последующим бурением дополнительных добывающих горизонтальных скважин или горизонтальных стволов со старых скважин в область застойных зон нефти. При этом бурение горизонтальных скважин производят в зоны остаточных запасов нефти, которые определяют по данным исследований, после обводнения добываемой продукции ниже предела рентабельной эксплуатации и определения соответствующих нагнетательных скважин - источников обводнения. Бурение дополнительных скважин или стволов производят в направлении ближайших добывающих скважин так, чтобы источник обводнения оставался между дополнительными скважинами или стволами. При этом продуктивная часть дополнительной скважины или ствола должна быть расположена на примерно равном расстоянии от добывающих скважин и занимать 30-70% от этого расстояния. Отбор нефти из дополнительных горизонтальных скважин осуществляют при небольшой депрессии. При обводнении дополнительных горизонтальных скважин длину их продуктивной части изменяют в ходе эксплуатации, изолируя интервалы поступления воды. 1 з.п. ф-лы, 1 пр., 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. При осуществлении способа разработки неоднородного нефтяного месторождения проводят выделение на залежи зон с различной проницаемостью, отбор пластовой продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и уплотнение сетки скважин. Выделяют зоны высокой и низкой проницаемости. Нагнетательные скважины размещают по одну сторону, а добывающие скважины - по другую сторону от зоны низкой проницаемости. Выполняют уплотнение сетки скважин бурением дополнительной нагнетательной скважины вблизи и напротив центральной части зоны низкой проницаемости со стороны добывающих скважин. Закачивают рабочий агент через дополнительную нагнетательную скважину в постоянном режиме, добывающую скважину, ближайшую к дополнительной нагнетательной скважине, останавливают до повышения пластового давления. Останавливают дополнительную нагнетательную скважину, запускают в работу остановленную добывающую скважину, а прочие добывающие скважины вдоль зоны низкой проницаемости останавливают. Дожидаются восстановления пластового давления на участке с высокой проницаемостью за счет закачки нагнетательных скважин, запускают остановленные добывающие скважины. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи месторождения.1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и направлено на уменьшение остаточной нефтенасыщенности при разработке залежей нефти, приуроченных к рифовым резервуарам. Технический результат - повышение коэффициента нефтеотдачи. Способ предусматривает отбор пластового флюида через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме. Для этого добывающие скважины располагают в верхней прикровельной части залежи. Нагнетательные скважины располагают в подошвенной части залежи. Чередование периодов отбора пластового флюида и закачки рабочего агента осуществляют с временным разделением. Период закачки предусматривает остановку добывающих скважин. Период добычи предусматривает остановку нагнетательных скважин. Продолжительность циклов определяют исходя из расчета материального баланса, учитывающего изменение - уменьшение порового объема при восстановлении пластового давления и темп изменения порового объема. При заданных величинах отборов и закачки пластовое давление не снижают ниже граничного. Нагнетание рабочего агента осуществляют в подошвенную часть разреза. После закачки рабочего агента осуществляют капиллярно-гравитационную пропитку. Затем при запуске добывающих скважин осуществляют отбор пластового флюида. 7 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной нефтяной залежи. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи. В способе разработки неоднородной нефтяной залежи выделяют зоны высокой и средней проницаемости. Нагнетательные скважины размещают по одну сторону, а добывающие скважины по другую сторону от зоны средней проницаемости. Уплотнение сетки скважин выполняют бурением дополнительной добывающей скважины в середине зоны средней проницаемости. Эксплуатируют дополнительную добывающую скважину до снижения пластового давления в зоне средней проницаемости на 30% меньше давления насыщения. Останавливают дополнительную добывающую скважину на время достижения пластового давления на 10% меньше давления насыщения. Останавливают добывающие скважины в зоне высокой проницаемости и ожидают восстановления пластового давления в зоне средней проницаемости до уровня зоны высокой проницаемости. Запускают все добывающие скважины и эксплуатируют до снижения пластового давления в зоне средней проницаемости ниже давления насыщения на 30%. После этого добывающие скважины останавливают и дожидаются восстановления пластового давления в зоне средней проницаемости до уровня зоны высокой проницаемости. Затем запускают добывающие скважины в зоне высокой проницаемости на время снижения пластового давления в зоне средней проницаемости ниже величины пластового давления до 50%. Переводят дополнительную добывающую скважину в нагнетательную. Скважину в зоне средней проницаемости эксплуатируют как нагнетательную, а скважины в зоне высокой проницаемости эксплуатируют как добывающие. 2 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к установкам для закачки жидкости в пласт, вытеснения нефти и поддержания пластового давления. Технический результат – повышение надежности работы оборудования. Установка содержит устьевую арматуру, центробежный насос с электродвигателем, колонну насосно-компрессорных труб – НКТ. Колонна НКТ сообщена с выходом центробежного насоса. Имеется также пакер и трубка, которая сообщена с полостью колонны НКТ и выходом насоса. Устьевое устройство выполнено с заглушкой и предназначено для установки измерительных приборов и для доставки геофизического прибора в полость колонны НКТ. Кроме того, установка снабжена лифтовыми трубами. На них спущен в скважину центробежный насос с электродвигателем, соединенный выходом с лифтовыми трубами. Колонна НКТ соединена с устьевым устройством устьевой арматуры. Трубка выполнена с возможностью сообщения выхода насоса с колонной НКТ через лифтовые трубы и устьевое устройство с заглушкой, обеспечивающей возможность обработки призабойной зоны пласта через устьевое устройство и колонну НКТ. При потере герметичности пакера обеспечена возможность оборотной закачки жидкости из пласта в пласт через лифтовые трубы и колонну НКТ, а также обеспечена возможность обратного излива жидкости из пласта по колонне НКТ. 1 ил., 1 табл., 1 пр.

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.

Наверх