Способ разработки слоисто-неоднородных нефтяных коллекторов импульсным низкоминерализованным заводнением


 


Владельцы патента RU 2612059:

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

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 нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке слоисто-неоднородных нефтяных коллекторов импульсной закачкой низкоминерализованной воды.

Известен способ разработки нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором, включающий определение давления и расхода закачки, при котором скважина начинает принимать закачку рабочего агента при установленных давлении и расходе через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. В известном способе на первом этапе при минимальном расходе закачки рабочего агента 5-50 м3/сут и минимальном начальном давлении 2-4 МПа закачивают в скважину рабочий агент, проводят технологическую выдержку при закрытой скважине и достигнутом в скважине давлении, циклы закачки при минимальном расходе и давлении повторяют до установления стабильных значений падения давления при выдержке, на втором этапе закачивают в скважину рабочий агент при повышенном давлении закачки, при сохранении минимального расхода рабочего агента, проводят технологическую выдержку при закрытой скважине и достигнутом в скважине давлении, циклы закачки при повышенном давлении и минимальном расходе повторяют до установления стабильных значений падения давления при выдержке, на третьем и последующих возможных циклах закачки и технологической выдержки повышение давления закачки при сохранении минимального расхода повторяют до достижения рабочего давления закачки рабочего агента, после чего постепенно повышают расход закачки рабочего агента при сохранении рабочего давления закачки до достижения максимально достижимого расхода порядка 50-100 м3/сут, достигнутый режим закачки рабочего агента используют при разработке нефтяной залежи (патент РФ №2304704, кл. Е21В 43/20, опубл. 20.08.2007).

Способ позволяет закачивать воду в низкопроницаемые коллектора без риска гидроразрыва, однако исследования показывают, что приемистость скважины в процессе закачки снижается, что приводит к низкой эффективности известного способа в процессе разработки коллектора. В результате нефтеотдача остается низкой.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором при циклическом заводнении, включающий циклическое снижение и повышение давления в пласте закачкой воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Согласно изобретению, в пласт через нагнетательные скважины периодически закачивают минерализованную воду в объеме 0,1-5 поровых объемов пласта и пресную воду в объеме 0,1-5 поровых объемов пласта, при этом переход к закачке пресной воды после закачки минерализованной воды осуществляют без постепенного снижения минерализации, состав и концентрацию солей закачиваемой минерализованной воды оставляют на уровне пластовой, а цикл закачки вод различной минерализации многократно повторяют, пресную воду закачивают до момента времени, когда снижение приемистости нагнетательной скважины превысит допустимый технологический уровень - критическое падение пластового давления в областях целевого воздействия, минерализованную воду закачивают до момента времени, когда нагнетательная скважина выйдет на начальный или близкий к начальному режим работы, определяемый расходом нагнетаемой жидкости и давлением на устье (патент РФ №2547868, кл. Е21В 43/20, опубл. 10.04.2015 - прототип).

Исследования показали, что глинистые частицы, заблокировавшие поровые каналы в промытых зонах при воздействии пресной (низкоминерализованной) воды, при последующей смене закачиваемого агента на высокоминерализованную воду, практически всегда остаются в данных поровых каналах, что приводит к низкому эффекту от периодической смены рабочего агента. В результате нефтеотдача от применения известного способа практически не отличается от нефтеотдачи при традиционной закачке сточной воды, т.к. снижается только фазовая проницаемость по воде, но не остаточная нефтенасыщенность. Кроме того, известный способ не учитывает эффект изменения смачиваемости коллектора при воздействии низкоминерализованной воды, при котором как раз и снижается остаточная нефтенасыщенность, что повышает коэффициент вытеснения и нефтеотдачу. Данный эффект изменения смачиваемости характерен, согласно исследованиям, для коллекторов, в которых отсутствуют глинистые частицы.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи слоисто-неоднородных нефтяных коллекторов.

Задача решается тем, что в способе разработки слоисто-неоднородных нефтяных коллекторов импульсным низкоминерализованным заводнением, включающем циклическое повышение и снижение давления закачки рабочего агента в нагнетательных скважинах, применение в качестве рабочего агента низкоминерализованной воды, отбор продукции из добывающих скважин, согласно изобретению, выбирают участок коллектора, в котором разброс проницаемости нефтенасыщенных пропластков составляет не менее чем 30%, низкоминерализованную воду используют с поверхностных водоемов (рек, озер, морей и пр.), которую 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 нагнетательные скважины 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, после чего расход уменьшают до значения, при котором давление закачки составляет (0,1-0,2)·Ргор, циклы увеличения – уменьшения расхода низкоминерализованной воды повторяют многократно, причем скорость как увеличения, так и уменьшения ежесуточного расхода задают одинаковым – по 2-50 м3/сут на одну нагнетательную скважину, забойное давление в ближайших добывающих скважинах поддерживают стабильно на одном уровне.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу слоисто-неоднородных нефтяных коллекторов существенное влияние оказывает эффективность создаваемой системы заводнения, которая должна обеспечивать максимальное нефтевытеснение из всех слоев коллектора. Однако существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно разрабатывать указанные коллектора. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи слоисто-неоднородных нефтяных коллекторов. Задача решается следующим образом.

Способ реализуют следующим образом.

На участке слоисто-неоднородного нефтяного коллектора, в котором разброс проницаемости нефтенасыщенных пропластков составляет не менее чем 30%, в нагнетательные скважины в импульсном режиме, включающем повышение и снижение давления нагнетания, закачивают рабочий агент. В качестве рабочего агента используют низкоминерализованную воду – воду с поверхностных водоемов (рек, озер, морей и пр.). Низкоминерализованную воду перед закачкой предварительно обеззараживают и фильтруют до размеров твердых взвешенных частиц не более 0,1 от среднего размера пор коллектора с минимальной проницаемостью.

Согласно исследованиям, при разбросе проницаемости нефтенасыщенных пропластков менее чем 30%, эффективность закачки низкоминерализованной воды практически не отличается от закачки пластовой или сточной вод. Обеззараживание позволяет избежать попадания в коллектор и роста микроорганизмов и, соответственно, негативного воздействия продуктов их жизнедеятельности. Фильтрация низкоминерализованной воды до размеров твердых взвешенных частиц более 0,1 от среднего размера пор коллектора с минимальной проницаемостью, согласно исследованиям, приводит к значительной потере приемистости коллектора, что снижает нефтеотдачу.

Импульсный режим нагнетания низкоминерализованной воды заключается в следующем. Закачку воды начинают вести в нагнетательные скважины 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, после чего расход уменьшают до значения, при котором давление закачки составляет (0,1-0,2)·Ргор. Под давлением закачки понимают давление на забое нагнетательной скважины. Циклы увеличения–уменьшения расхода низкоминерализованной воды повторяют многократно. Причем скорость как увеличения, так и уменьшения ежесуточного расхода задают одинаковой – по 2-50 м3/сут на одну нагнетательную скважину.

Согласно расчетам, наиболее оптимальная амплитуда (разница между максимальным и минимальным давлением закачки) составляет (0,5-0,7)·Ргор. Соответственно, при увеличении давления закачки до значения менее чем 0,7·Ргор, и/или при снижении давления закачки до значения более чем 0,2·Ргор, эффективность импульсного воздействия значительно снижается, что уменьшает нефтеотдачу. Кроме того, при увеличении давления закачки низкоминерализованной воды до значения более чем 0,8·Ргор возникает опасность гидроразрыва пласта. При снижении давления закачки до значения менее чем 0,1·Ргор, эффективность заводнения уменьшается, что снижает нефтеотдачу. При скорости увеличения или уменьшения ежесуточного расхода на одну нагнетательную скважину более чем на 50 м3/сут, согласно исследованиям, для большинства коллекторов эффективность воздействия низкоминерализованной воды снижается, т.к. не успевают пройти физические процессы, повышающие нефтеотдачу, а при скорости менее чем 2 м3/сут – циклы достаточно сильно затягиваются, что сводит к минимуму эффект от импульсного воздействия.

Из ближайших добывающих скважин отбирают продукцию коллектора – нефть и воду, причем забойное давление в данных скважинах поддерживают стабильно на одном уровне.

Физические процессы, происходящие при закачке низкоминерализованной воды в коллекторы состоят в следующем. Для терригенных коллекторов, содержащих мелкодисперсные глинистые частицы, воздействие низкоминерализованной воды приводит к отрыву данных частиц от поверхности пор, их миграции до тех пор, пока частицы не заблокируют поровые каналы меньшего размера, чем размер самих частиц. Ввиду того, что частицы срываются в промытом пропластке коллектора, а в первую очередь промываются высокопроницаемые пропластки, низкоминерализованная вода снижает проницаемость данных промытых пропластков, позволяя воде проникать в ранее слабо охваченные пропластки. В карбонатных коллекторах, при отсутствии глинистых частиц, поверхность пор преимущественно гидрофобна, воздействие низкоминерализованной воды приводит к изменению смачиваемости породы в сторону гидрофилизации. Закачка воды в импульсном режиме позволяет ускорять описанные процессы как для терригенных, так и для карбонатных коллекторов. В результате повышается нефтеотдача коллектора.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка коллектора.

Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи слоисто-неоднородных нефтяных коллекторов.

Примеры конкретного выполнения способа

Пример 1. Участок слоисто-неоднородного карбонатного нефтяного коллектора представлен одной вертикальной добывающей и одной вертикальной нагнетательной скважинами, вскрывающими три нефтенасыщенных пропластка с разбросом проницаемости в 30%. Проницаемость верхнего пропластка составляет 90 мД, среднего –100 мД, нижнего – 70 мД. Толщина верхнего пропластка составляет 3 м, среднего – 4 м, нижнего – 2 м. Пористость верхнего пропластка – 13%, среднего – 14%, нижнего – 12%. Глубина залегания кровли коллектора – 850 м. Пластовое давление составляет 9 МПа, давление насыщения нефти газом – 2 МПа. Вертикальное горное давление вышележащих пород Ргор = 19,6 МПа. Расстояние между скважинами – 300 м.

В нагнетательную скважину в импульсном режиме, включающем повышение и снижение давления нагнетания, закачивают низкоминерализованную воду – воду с ближайшей реки. Перед закачкой данную воду предварительно обеззараживают под ультрафиолетовым стерилизатором “Dulcodes UV” (Германия) и фильтруют до размеров твердых взвешенных частиц 0,1 от среднего размера пор коллектора с минимальной проницаемостью, т.е. d=0,1·2·(8·70·10-15/0,12)0,5=0,43·10-6 м=0,43 мкм. Для фильтрации твердых взвешенных частиц до диаметра 0,43 мм применяют мембранный фильтр компании “Porex Corporation” (США).

Импульсный режим нагнетания низкоминерализованной воды заключается в следующем. Закачку воды начинают вести в нагнетательную скважину с постепенным повышением расхода от нуля до 60 м3/сут, при котором давление закачки составляет 0,8·Ргор = 0,8·19,6 = 15,7 МПа. Причем скорость увеличения ежесуточного расхода задают 2 м3/сут, т.е. полуцикл повышения расхода – 30 сут. Затем расход уменьшают до 6 м3/сут, при котором давление закачки 0,2·Ргор = 0,2·19,6 = 3,9 МПа. Скорость уменьшения ежесуточного расхода задают также 2 м3/сут, т.е. полуцикл снижения расхода – 28 сут. Далее вновь повышают расход от 6 м3/сут до 60 м3/сут с той же скоростью. Таким образом, каждый полуцикл составляет 28 сут. Циклы увеличения – уменьшения расхода низкоминерализованной воды повторяют многократно. В процессе разработки, приемистость нагнетательной скважины снижается до 30 м3/сут, соответственно длину полуциклов снижают до 14 сут.

Из добывающей скважины отбирают продукцию коллектора – нефть и воду, причем забойное давление поддерживают стабильно на одном уровне 3 МПа.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Коллектор является терригенным и имеет несколько иные геолого-физические характеристики. Ргор = 35,1 МПа. Коллектор вскрывают три наклонно-направленные скважины – две добывающие и одна нагнетательная, расположенная между добывающими. Закачку воды начинают вести в нагнетательную скважину с постепенным повышением расхода от нуля до 300 м3/сут, при котором давление закачки составляет 0,7·Ргор = 0,7·35,1 = 24,6 МПа. Причем скорость увеличения ежесуточного расхода задают 50 м3/сут, т.е. полуцикл повышения расхода – 6 сут. Затем расход уменьшают до 100 м3/сут, при котором давление закачки составляет 0,1·Ргор = 0,1·35,1 = 3,5 МПа. Скорость уменьшения ежесуточного расхода задают также 50 м3/сут, т.е. полуцикл снижения расхода – 5 сут. Далее вновь повышают расход от 100 м3/сут до 300 м3/сут с той же скоростью. Таким образом, каждый полуцикл составляет 5 сут. Циклы увеличения – уменьшения расхода низкоминерализованной воды повторяют многократно. В процессе разработки, приемистость нагнетательной скважины снижается до 200 м3/сут, соответственно длину полуциклов снижают до 3 сут.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка коллектора.

В результате разработки, которое ограничили достижением обводненности добывающей скважины до 98%, было добыто 69,6 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,422 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 61,9 тыс.т нефти, КИН составил 0,375 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу – 0,047 д.ед.

Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения слоисто-неоднородных нефтяных коллекторов за счет применения в комплексе импульсного нагнетания и закачки низкоминерализованной воды.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи слоисто-неоднородных нефтяных коллекторов.

Способ разработки слоисто-неоднородных нефтяных коллекторов импульсным низкоминерализованным заводнением, включающий циклическое повышение и снижение давления закачки рабочего агента в нагнетательных скважинах, применение в качестве рабочего агента низкоминерализованной воды, отбор продукции из добывающих скважин, отличающийся тем, что выбирают участок коллектора, в котором разброс проницаемости нефтенасыщенных пропластков составляет не менее чем 30%, низкоминерализованную воду используют с поверхностных водоемов – рек, озер, морей, которую 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 нагнетательные скважины 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, после чего расход уменьшают до значения, при котором давление закачки составляет (0,1-0,2)·Ргор, циклы увеличения–уменьшения расхода низкоминерализованной воды повторяют многократно, причем скорость как увеличения, так и уменьшения ежесуточного расхода задают одинаковым – по 2-50 м3/сут на одну нагнетательную скважину, забойное давление в ближайших добывающих скважинах поддерживают стабильно на одном уровне.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к установкам для закачки жидкости в пласт, вытеснения нефти и поддержания пластового давления.

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

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 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.
Наверх