Способ разработки неоднородной нефтяной залежи

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 нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной нефтяной залежи.

Известен способ разработки залежи нефти с послойной неоднородностью, включающий бурение по любой из известных сеток вертикальных, горизонтальных и наклонных скважин, определение границ зон с различной проницаемостью, установку пакера в скважинах на границе зон, закачку вытесняющей жидкости в каждую зону через нагнетательные скважины и добычу продукции пласта из каждой зоны через нагнетательные скважины. Определяют толщину эффективной нефтенасыщенности для залежи, сетку скважин уплотняют дополнительными скважинами до 1-4 га/скв., причем дополнительные скважины бурят наклонно длиной в залежи, равной 2-3 толщинам эффективной нефтенасыщенности, в добывающие скважины вместе с пакером спускают установки для одновременно-раздельной эксплуатации, а в нагнетательные - для одновременно-раздельной закачки, выше или ниже границы зон с различной проницаемостью в зоне залежи с более низкой проницаемостью проводят кислотную обработку, закачку жидкости через нагнетательные скважины проводят выше и ниже границы зон с различной проницаемостью с использованием установок для одновременно-раздельной закачки, а добычу через добывающие скважины - с использованием установок для одновременно-раздельной эксплуатации (патент РФ №2443855, кл. Е21В 43/20, 43/14, опубл. 27.02.2012 г.).

Недостатком известного способа является невозможность регулирования отбора продукции и закачки вытесняющего агента в зависимости от проницаемости зон залежи, а также вследствие интенсивного отбора продукции из низкопроницаемых участков невозможность достигать высокого коэффициента извлечения нефти из залежи.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки неоднородной нефтяной залежи, включающий бурение по любой из известных сеток вертикальных, горизонтальных и наклонных скважин, определение границ зон с различной проницаемостью, уплотнение сетки скважин не более 4 га/СКВ., закачку вытесняющей жидкости в каждую зону через нагнетательные скважины и добычу продукции пласта из каждой зоны через нагнетательные скважины. Зоны с различной проницаемостью делят на низкопроницаемые, среднепроницаемые и высокопроницаемые, уплотнение сетки скважин производят только в низкопроницаемых зонах, при этом в высокопроницаемых зонах отношение нагнетательных и добывающих скважин выбирают не менее 1:5, среднепроницаемых - от 1:3 до 1:5, низкопроницаемых - от 1:1 до 1:3, после снижения дебита на одном из участков зон ниже рентабельного на этом участке производят гидроразрыв пласта, затем определяют проницаемость на данном участке, относят его к соответствующей зоне и из этого определяют количество нагнетательных и добывающих скважин на данном участке (патент РФ №2517674, кл. Е21В 43/30, Е21В 43/26, Е21В 43/20, опубл. 27.05.2014 - прототип).

Недостатком прототипа является невысокая нефтеотдача залежи, вызванная уплотнением сетки добывающих скважин только в низкопроницаемой зоне.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки неоднородной нефтяной залежи, включающем выделение на залежи зон с различной проницаемостью, отбор пластовой продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и уплотнение сетки добывающих скважин, согласно изобретению, 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 чего 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 и в дальнейшем скважину в зоне средней проницаемости эксплуатируют как нагнетательную, а скважины в зоне высокой проницаемости эксплуатируют как добывающие.

Добывающие скважины в зоне высокой проницаемости могут эксплуатировать в постоянном режиме.

Сущность изобретения

При разработке неоднородной нефтяной залежи часть запасов остается невыработанной вследствие отсутствия охвата воздействием частей залежи с меньшей проницаемостью, чем в основной части залежи. В результате нефтеотдача залежи остается на невысоком уровне. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

При разработке неоднородной нефтяной залежи в основной зоне высокой проницаемости выделяют зону средней проницаемости. Нагнетательные скважины размещают по одну сторону, а добывающие скважины по другую сторону от зоны средней проницаемости. Закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины и отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины. Бурят дополнительную добывающую скважину в середине зоны средней проницаемости.

На фиг. 1 представлен план разработки месторождения. На фигуре приняты следующие обозначения: 1 - зона высокой проницаемости, 2 - зона средней проницаемости, 3, 4, 5 - нагнетательные скважины в зоне высокой проницаемости, 6, 7, 8 - добывающие скважины в зоне высокой проницаемости, 9 - дополнительная добывающая скважина в зоне средней проницаемости.

При разработке неоднородной нефтяной залежи потоки пластовых жидкостей текут от нагнетательных скважин к добывающим по зонам наибольшей проницаемости, минуя зоны средней и тем более низкой проницаемости. Заставить рабочий агент пройти через зону средней проницаемости и вытеснить оттуда нефть к добывающей скважине возможно лишь за счет максимального снижения пластового давления в зоне средней проницаемости. Для этого эксплуатируют дополнительную добывающую скважину до снижения пластового давления в зоне средней проницаемости на 30% меньше давления насыщения, тем самым вызывают интенсивное заводнение зоны средней проницаемости от нагнетательных скважин, способствующее вытеснению нефти к дополнительной добывающей скважине. Поскольку дополнительная добывающая скважина расположена посередине зоны средней проницаемости, то наиболее вероятно, что часть зоны средней проницаемости от нагнетательных скважин до дополнительной добывающей скважины оказывается заводненной с отобранной из нее нефтью. Однако такое заводнение чаще всего приводит к образованию коридоров, каналов протекания жидкостей, а соседние с ними зоны оказываются не охваченными воздействием. Для увеличения охвата пласта воздействием останавливают дополнительную добывающую скважину на время достижения пластового давления на 10% меньше давления насыщения. В этот момент при остановленной дополнительной добывающей скважине останавливают добывающие скважины в зоне высокой проницаемости и ожидают восстановления пластового давления в зоне средней проницаемости до уровня зоны высокой проницаемости. При этом достигается выравнивание пластового давления в разных зонах и перераспределение нефти из застойных зон по всему объему пласта. Заводненные коридоры, каналы оказываются насыщенными нефтью. Запускают все добывающие скважины и эксплуатируют до снижения пластового давления в зоне средней проницаемости ниже давления насыщения на 30%. Такое воздействие позволяет отобрать нефть из разных участков зоны средней проницаемости. Добывающие скважины останавливают и дожидаются восстановления пластового давления в зоне средней проницаемости до уровня зоны высокой проницаемости, восстанавливая насыщение нефтью различных участков зоны средней проницаемости. Затем запускают добывающие скважины в зоне высокой проницаемости на время снижения пластового давления в зоне средней проницаемости ниже величины пластового давления до 50%. Как правило, при этом отбираются основные запасы нефти и снижать пластовое давление ниже 50% нерационально. Поскольку основные запасы нефти в зоне средней проницаемости оказываются отобранными, то для вытеснения их остатков к добывающим скважинам переводят дополнительную добывающую скважину в зоне средней проницаемости в нагнетательную и в дальнейшем скважину в зоне средней проницаемости эксплуатируют как нагнетательную, а скважины в зоне высокой проницаемости эксплуатируют как добывающие.

Добывающие скважины в зоне высокой проницаемости могут эксплуатировать в постоянном режиме.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1700 м, пластовое давление 15 МПа, пластовая температура 30°С, пористость 20%, проницаемость 400 мД, нефтенасыщенность 78%, толщина продуктивного пласта 4,5 м, коллектор - песчаник, вязкость нефти 7 мПа⋅с, плотность нефти 0,86 г/см3.

На залежи выделяют зону средней проницаемости с проницаемостью 200 мД и с размерами 700×300 м (фиг. 1).

Закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины 3, 4, 5 и отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины 6, 7, 8. При этом зона средней проницаемости 2 остается не охваченной воздействием. В зоне средней проницаемости 2 бурят дополнительную добывающую скважину 9. Эксплуатируют дополнительную добывающую скважину 9 до снижения пластового давления в зоне средней проницаемости 2 на 30% меньше давления насыщения, т.е. до достижения пластового давления 6 МПа. Останавливают дополнительную добывающую скважину 9 на время достижения пластового давления на 10% меньше давления насыщения, т.е. до 7,4 МПа. В этот момент при остановленной дополнительной добывающей скважине 9 останавливают добывающие скважины 6, 7, 8 в зоне высокой проницаемости 1 и ожидают восстановления пластового давления в зоне средней проницаемости 2 до уровня зоны высокой проницаемости 1. Достигают пластового давления 13 МПа. Запускают все добывающие скважины 6, 7, 8, 9 и эксплуатируют до снижения пластового давления в зоне средней проницаемости 2 ниже давления насыщения на 30%, т.е. до 6 МПа. Добывающие скважины 6, 7, 8, 9 останавливают и дожидаются восстановления пластового давления в зоне средней проницаемости 2 до уровня зоны высокой проницаемости 1. Затем запускают добывающие скважины 6, 7, 8 в зоне высокой проницаемости 1 на время снижения пластового давления в зоне средней проницаемости 2 ниже величины пластового давления ниже 50%, т.е. 6,5 МПа. Переводят дополнительную добывающую скважину 9 в нагнетательную и в дальнейшем скважину 9 в зоне средней проницаемости 2 эксплуатируют как нагнетательную, а скважины 6, 7, 8 в зоне высокой проницаемости 1 эксплуатируют как добывающие.

Пример 2. Выполняют как пример 1.

Закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины 3, 4, 5 и отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины 6, 7, 8. При этом зона средней проницаемости 2 остается не охваченной воздействием. В зоне средней проницаемости 2 бурят дополнительную добывающую скважину 9. Эксплуатируют дополнительную добывающую скважину 9 до снижения пластового давления в зоне средней проницаемости 2 на 30% меньше давления насыщения, т.е. до достижения пластового давления 6 МПа. Останавливают дополнительную добывающую скважину 9 на время достижения пластового давления на 10% меньше давления насыщения, т.е. до 7,4 МПа. В этот момент при остановленной дополнительной добывающей скважине 9 продолжают эксплуатацию добывающих скважин 6, 7, 8 в зоне высокой проницаемости 1 и ожидают восстановления пластового давления в зоне средней проницаемости 2 до уровня зоны высокой проницаемости 1. Достигают пластового давления 13 МПа. Запускают добывающую скважину 9 и эксплуатируют до снижения пластового давления в зоне средней проницаемости 2 ниже давления насыщения на 30%, т.е. до 6 МПа. Добывающую скважину 9 останавливают и дожидаются восстановления пластового давления в зоне средней проницаемости 2 до уровня зоны высокой проницаемости 1. Переводят дополнительную добывающую скважину 9 в нагнетательную и в дальнейшем скважину 9 в зоне средней проницаемости 2 эксплуатируют как нагнетательную, а скважины 6, 7, 8 в зоне высокой проницаемости 1 эксплуатируют как добывающие.

В результате удается извлечь запасы нефти из зоны средней проницаемости и тем самым повысить нефтеотдачу залежи.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.

Способ разработки неоднородной нефтяной залежи, включающий выделение на залежи зон с различной проницаемостью, отбор пластовой продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и уплотнение сетки добывающих скважин, отличающийся тем, что 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 чего 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 ниже 50%, переводят дополнительную добывающую скважину в нагнетательную и в дальнейшем скважину в зоне средней проницаемости эксплуатируют как нагнетательную, а скважины в зоне высокой проницаемости эксплуатируют как добывающие.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и направлено на уменьшение остаточной нефтенасыщенности при разработке залежей нефти, приуроченных к рифовым резервуарам.

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.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при доразработке нефтяной залежи преимущественно с повышенной и высокой вязкостью нефти.

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

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.

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.

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.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке антиклинальных залежей нефти с водонефтяными зонами и терригенным типом коллектора.

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.

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 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 нефтедобывающей промышленности и позволяет решить задачу повышения нефтеотдачи слоисто-неоднородных нефтяных коллекторов импульсной закачкой низкоминерализованной воды. Способ включает циклическое повышение и снижение давления закачки рабочего агента в нагнетательных скважинах, применение в качестве рабочего агента низкоминерализованной воды и отбор продукции из добывающих скважин. Изначально выбирают участок коллектора с разбросом проницаемости нефтенасыщенных пропластков не менее 30%. Низкоминерализованную воду используют с поверхностных водоемов – рек, озер, морей, перед закачкой ее предварительно обеззараживают и фильтруют. Закачку агента начинают вести в нагнетательные скважины с постепенным повышением расхода от нуля до (0,7-0,8)·Ргор, после чего расход уменьшают до значения, при котором давление закачки составляет (0,1-0,2)·Ргор. Циклы увеличения–уменьшения расхода низкоминерализованной воды повторяют многократно. Скорость ежесуточного расхода задают по 2-50 м3/сут на одну нагнетательную скважину. Забойное давление в ближайших добывающих скважинах поддерживают на одном уровне. Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения слоисто-неоднородных нефтяных коллекторов за счет комплексного применения импульсного нагнетания и закачки низкоминерализованной воды.
Изобретение относится к селективной изоляции обводненных пропластков в продуктивных разрезах добывающих скважин, обводняющихся краевой водой по пласту. Способ включает закачку гелеобразующего состава в пласт по затрубному пространству скважины, остановленной для проведения текущего ремонта по смене глубинного насоса. Операцию селективной изоляции производят одновременно с глушением скважины. Закачка ведется первоначально при открытой буферной задвижке и при циркуляции скважиной жидкости через НКТ в коллектор. По достижении гелеобразующим составом приема глубинного насоса буферная задвижка закрывается и закачка продолжается в пласт. После гелеобразующего состава в пласт закачивают солевой раствор с удельным весом, необходимым для глушения скважины. После достижения солевым раствором интервала перфорации и продавки необходимого буфера - солевого раствора в пласт буферная задвижка открывается и закачка солевого раствора в скважину продолжается при его циркуляции через НКТ до полного вытеснения в коллектор скважинной жидкости. Способ улучшает условия селективной изоляции, особенно в условиях сниженного пластового давления за счет предотвращения поглощения жидкости глушения в ходе подготовки к ремонту скважин. 5 з.п. ф-лы

Изобретение относится к добыче нефти и может быть применено для одновременно-раздельной закачки агента в нефтеносные пласты одной скважиной. Внутрискважинное устройство содержит смонтированные на колонне насосно-компрессорных труб пакеры и блок регулирования потоков и учета расхода закачиваемого агента телемеханической системы, включающий дроссельные клапаны, объединенные блоком электроприводов, датчики телеметрии и расходомер, последние размещены в герметичных полостях гильз, параллельно расположенных в герметичном корпусе, ограниченном снизу прямоточной многоканальной муфтой, и связаны геофизическим кабелем, пропущенным через устьевую запорную арматуру, с контрольно-измерительными приборами на станции управления. Ствол верхнего пакера соединен верхним торцом с прямоточной многоканальной муфтой, а нижним - с радиально-проточной муфтой, в центральном отверстии последней расположен хвостовик, сопряженный торцом другого конца с одним из каналов прямоточной многоканальной муфты, образующий со стволом верхнего пакера коаксиальные каналы раздельного закачивания агента в пласты скважины. Корпус сверху ограничен впускным коллектором, сообщающим полость колонны насосно-компрессорных труб с полостями гильз, для чего в блоке электроприводов дроссельных клапанов выполнен аксиальный патрубок, сообщающий колонну насосно-компрессорных труб с коллектором. На входе в патрубок установлен датчик давления закачиваемого агента, связанный геофизическим кабелем с контрольно-измерительным прибором, размещенным на станции управления, а на входах расходящихся каналов впускного коллектора выполнены запорные седла, взаимодействующие с дроссельными клапанами. Технический результат заключается в упрощении конструкции устройства и повышении надежности эксплуатации скважины. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к разработке залежей нефти, продуктивные пласты которых состоят из нескольких пропластков, совпадающих в структурном плане. Способ включает бурение по любой из известных сеток вертикальных и наклонных скважин, определение пропластков с различной проницаемостью, закачку вытесняющей жидкости в каждый пропласток через нагнетательные скважины и добычу продукции залежи из каждого пропластка через добывающие скважины. Определяют участки многопластовой залежи, где пластовое давление каждого пропластка исключает гидродинамическую связь между ними при сообщении. Осуществляют бурение вертикальных нагнетательных скважин в центральной части участка залежи и добывающих скважин по периметру внутри участка залежи. Нагнетательные скважины строят вертикальными, а добывающие - наклонными так, чтобы профиль приемистости по всем пропласткам от нагнетательной скважины к близлежащим добывающим скважинам был равномерным. Технический результат заключается в увеличении полноты выработки запасов. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к управлению заводнением нефтяных пластов. Способ включает отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, оценку влияния добывающих и нагнетательных скважин. При этом для определения оптимальных значений приемистости нагнетательных скважин используют математическую модель месторождения, а в качестве первоначальных данных для каждой добывающей скважины и потенциально влияющих на нее нагнетательных скважин принимают показатели в виде даты замера, значение приемистости, дебита жидкости и доли нефти. В качестве математической модели используют функции, отражающие изменение дебита жидкости и доли нефти добывающих скважин при изменении приемистости нагнетательных скважин, при этом производят адаптацию математической модели путем получения минимального расхождения фактических и расчетных данных дебита жидкости и доли нефти каждой работы добывающей скважины. Определяют оптимальные значения настроечных параметров функций дебита жидкости и доли нефти, и составляют смешанную функцию суточной добычи нефти добывающей скважины в зависимости от приемистости окружающих ее нагнетательных скважин. Затем производят максимизацию суммарной добычи нефти по месторождению в целом путем перераспределения приемистости нагнетательных скважин, с наложением ограничений на объемы закачки для эффективной организации системы вытеснения нефти водой и поддержания пластового давления. Технический результат заключается в обеспечении эффективной организации системы вытеснения нефти водой и системы поддержания пластового давления. 4 ил., 11 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к эксплуатации нефтяной залежи. Технический результат - повышение эффективности эксплуатации нефтяной залежи, повышение нефтеотдачи и дебита добывающих скважин. По способу осуществляют в циклическом режиме закачку рабочего агента в залежь посредством группы нагнетательных скважин. Осуществляют непрерывную добычу нефти посредством группы добывающих скважин. Цикл работы группы нагнетательных скважин определяют предварительно. В него включают время работы группы нагнетательных скважин и время простоя этой группы. Для каждой нагнетательной скважины определяют время реагирования каждой добывающей скважины на закачку рабочего агента через упомянутую нагнетательную скважину. Задают среднее арифметическое значение времен реагирования каждой добывающей скважины на закачку через каждую нагнетательную скважину в качестве времени работы группы нагнетательных скважин. Для каждой нагнетательной скважины определяют время падения давления как время, за которое давление в скважине после прекращения закачки рабочего агента падает на 65-75% от разности между давлением, достигнутым во время закачки рабочего агента, и первоначальным статическим давлением в нагнетательной скважине. Задают минимальное среди нагнетательных скважин время падения давления в качестве времени простоя группы нагнетательных скважин. Скорость закачки рабочего агента в период работы для каждой нагнетательной скважины принимают постоянной. 3 з.п. ф-лы, 5 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке зонально-неоднородных нефтяных коллекторов импульсной закачкой низкоминерализованной воды. Технический результат - повышение нефтеотдачи зонально-неоднородных нефтяных коллекторов. По способу осуществляют циклическое повышение и снижение давления закачки рабочего агента в нагнетательных скважинах. В качестве рабочего агента применяют низкоминерализованную воду. Нагнетательную скважину размещают в центре. Вокруг этой скважины размещают добывающие скважины. Разброс проницаемости нефтенасыщенного коллектора по площади очага допускают не менее чем 30%. Низкоминерализованную воду используют с поверхностных водоемов – рек, озер, морей. Эту воду предварительно обеззараживают и фильтруют до размеров твердых взвешенных частиц не более 0,1 от среднего размера пор коллектора с минимальной проницаемостью. Закачку воды начинают вести в нагнетательную скважину с постепенным повышением расхода от нуля до значения, при котором давление закачки составляет (0,7-0,8)·Ргор, где Ргор – вертикальное горное давление вышележащих пород. Затем расход уменьшают до значения, при котором давление закачки составляет (0,1-0,2)·Ргор. Циклы увеличения–уменьшения расхода низкоминерализованной воды повторяют многократно. Скорость как увеличения, так и уменьшения расхода задают одинаковой в диапазоне 2-50 м3/сут на одну нагнетательную скважину. Соотношение забойных давлений в добывающих скважинах очага устанавливают обратно пропорциональным произведению проницаемости их коллектора на толщину пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к разработке залежей нефти, продуктивные пласты которых состоят из нескольких пропластков, совпадающих в структурном плане. Способ разработки многопластовой залежи нефти включает бурение по любой из известных сеток вертикальных и наклонных скважин, определение пропластков с различной проницаемостью, закачку вытесняющей жидкости в каждый пропласток через нагнетательные скважины и добычу продукции залежи из каждого пропластка через добывающие скважины. Определяют участки многопластовой залежи, где пластовое давление каждого пропластка исключает гидродинамическую связь между ними при сообщении. Осуществляют бурение вертикальных добывающих скважин в центральной части участка залежи и нагнетательных скважин по периметру внутри участка залежи. Добывающие скважины строят вертикальными, а нагнетательные - наклонными так, чтобы профиль приемистости по всем пропласткам от нагнетательной скважины к близлежащим добывающим скважинам был равномерным. Техническим результатом заявленного способа является обеспечение выравнивания фронтов вытеснения на участках залежи, состоящих из пропластков различной проницаемости, увеличение полноты выработки запасов и ограничение объемов попутно добываемой воды, что приводит к более высокому КИН из всей залежи. 3 ил.

Изобретение относится к разработке нефтяных пластов и может быть использовано на нефтяных месторождениях с глубоким залеганием продуктивного пласта и присутствием нижележащего водоносного горизонта. Технический результат – повышение эффективности способа за счет снижения затрат на разработку за счет использования особого профиля скважины. По способу предусматривают разрабатывать участок нефтяного пласта методом вытеснения нефти водой с помощью одной скважины, укомплектованной двумя колоннами труб: обычной колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) и колонной гибких безмуфтовых колтюбинговых труб. Осуществляют бурение скважины L-образного профиля, для чего вертикальной скважиной вскрывают нефтяной пласт и нижележащий водоносный вертикально сверху вниз. Затем ствол скважины поворачивают на 90° и проходят ниже водоносного пласта в горной породе и вновь пересекают оба пласта во второй раз, но уже в направлении снизу вверх. Первую колонну труб в виде колтюбинговой колонны снабжают установкой электроцентробежного насоса. С помощью этой установки и благодаря двум пакерным устройствам отбирают воду из водоносного пласта и подают ее в продуктивный нефтяной горизонт. Вторую колонну труб - колонну НКТ - комплектуют глубинным насосом и спускают в скважину на необходимую глубину над пластом до первого пересечения скважины с пластом. Нефтяной пласт разрабатывают путем закачки воды из нижележащего водоносного пласта и отбора нефти с помощью второй насосной установки. 2 з.п. ф-лы, 1 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.

Наверх