Способ разработки низкопроницаемой залежи



Способ разработки низкопроницаемой залежи
Способ разработки низкопроницаемой залежи
Способ разработки низкопроницаемой залежи
Способ разработки низкопроницаемой залежи

 


Владельцы патента RU 2624944:

Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для повышения эффективности разработки нефтяных низкопроницаемых залежей. Разработку нефтяных залежей ведут системой наклонно направленных нагнетательных и добывающих скважин с нагнетательной скважиной с ГРП в центре и добывающими с ГРП вокруг. На добывающих и на нагнетательных скважинах сразу же после бурения проводят ГРП и пускают скважины в работу. Определяют первоначальное направление максимального горизонтального напряжения залежи. В разбуренных зонах уплотняют сетку скважин размещением стволов добывающих горизонтальных скважин в направлении первоначальных максимальных горизонтальных напряжений залежи. Середину длины горизонтального ствола скважины располагают в одном ряду с наклонно направленными скважинами. Все добывающие наклонно направленные скважины, расположенные напротив середины длины горизонтального ствола, переводят в нагнетание. Закачку жидкости на всех наклонно направленных скважинах, размещенных напротив середины длины горизонтального ствола скважин, ведут при забойном давлении, превышающем давление разрыва пласта. Многостадийный ГРП в горизонтальных скважинах для задания направления трещин гидравлического разрыва перпендикулярно направлению горизонтальных стволов проводят на этапе, когда соседние наклонно направленные скважины существующей системы разработки, размещенные напротив середины длины горизонтального ствола добывающих скважин, уже пущены в нагнетание. Оценку необходимого времени проведения многостадийного ГРП в горизонтальных скважинах от момента запуска соседних наклонно направленных скважин в нагнетание проводят на основании расчетов напряженно-деформированного состояния залежи в геомеханическом симуляторе. После проведения многостадийного ГРП горизонтальные скважины запускают в работу. Технический результат заключается в повышении рентабельности разработки разбуренных низкопроницаемых залежей. 6 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для повышения эффективности разработки нефтяных низкопроницаемых залежей.

Известен способ разработки низкопроницаемых коллекторов, основанный на площадных пяти-, семи-, девятиточечных системах размещения добывающих и нагнетательных скважин [Фазлыев Р.Т. Площадное заводнение нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1979, с. 7, 47-49]. Недостатком данного технического решения является использование наклонно направленных скважин, применение которых на низкопроницаемых коллекторах нерентабельно из-за низких дебитов добывающих скважин и низкого коэффициента извлечения нефти.

Известен способ разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта (патент RU №2135750, МПК 6 Е21В 43/20, 43/26, опубликован 27.08.1999), включающий закачивание через нагнетательные скважины воды, и/или газа, и/или иного вытесняющего агента, осуществление ГРП путем искусственного внутриконтурного воздействия на объект разработки, проведение ГРП комплексно на всей совокупности нагнетательных и эксплуатационных скважин, отбор пластового флюида через эксплуатационные скважины, проектирование и реализацию ГРП на базе непрерывной информации о механических свойствах пород разрезов нагнетательных и эксплуатационных скважин, согласование этой информации с геофизическими исследованиями, задание направления трещин гидроразрыва подбором зенитных и азимутальных углов проводки нагнетательных и эксплуатационных скважин из расчета исключения неоднородности фильтрационных потоков. Способ реализуется в эксплуатационных объектах нефтяной залежи или в отдельных его участках, технико-экономические показатели разработки которых требуют улучшения.

Недостатком известного технического решения является низкая технико-экономическая эффективность, что связано с высоким темпом падения дебита нефти и низким значением конечного коэффициента извлечения нефти по причине неравномерной выработки запасов нефти, и для выработки оставшихся целиков нефти требуется разработка новых методов.

Известен способ повышения добычи в низкопроницаемый пластах созданием поперечных трещин ГРП в горизонтальных скважинах (Бадер Аль-Матар, Маджди Аль-Мутава, Мухаммад Аслам и др. Индивидуальный подход к проектированию гидроразрыва пласта // Нефтегазовое обозрение, т. 19, №2, 2008, стр. 4-19). Поперечные трещины создаются путем бурения горизонтального ствола в направлении наименьших горизонтальных напряжений. Продольные трещины параллельны стволу и возникают в результате гидроразрыва скважин, пробуренных в направлении наибольших горизонтальных напряжений. Преимущество первого типа заканчивания скважины в большем коэффициенте охвата пласта.

Также известен способ разработки нефтяных залежей путем внутриконтурного воздействия на объект разработки с использованием направленного ГРП в скважинах (патент RU №2432459, МПК Е21В 43/26, опубликован 27.10.2011). Ряды нагнетательных и добывающих скважин располагают в направлении простирания ослабленных зон, т.е. учитывая направления первоначальных горизонтальных напряжений пласта.

Недостатком технических решений двух вышеуказанных способов является то, что направления создаваемых трещин ГРП будут происходить в направлении первоначальных максимальных горизонтальных напряжений пласта. Таким образом, сетку скважин с использованием данного типа заканчивания необходимо ориентировать в заданном направлении по отношению к первоначальным горизонтальным напряжениям пласта.

Также известен способ разработки нефтяной залежи с проведением ГРП, созданием элементов с нагнетательной скважиной в центре и добывающими вокруг либо подбором таких уже пробуренных скважин (патент RU №2528308, МПК Е21В 43/20, 43/26, опубликован 10.09.2014) с переориентацией трещин ГРП в добывающих скважинах, расположенных в направлении главного горизонтального напряжения, путем закачки холодной воды. Определяют первоначальное направление максимального главного напряжения пласта. Сначала проводят ГРП в тех скважинах, где фронт вытеснения от нагнетательной скважины параллелен направлениям трещин ГРП, в ближайший зимний период закачивают охлажденную воду, пока в оставшихся скважинах без ГРП не будет зафиксирован приход охлажденной воды, определяют изменение максимального главного напряжения пласта в добывающих скважинах без ГРП в результате закачки холодной воды, проводят ГРП в данных добывающих скважинах, получая трещины с измененным направлением по отношению к начальному максимальному главному напряжению пласта, после чего переходят на закачку неохлажденной воды.

Основной недостаток данного метода в том, что возникает риск прорыва трещины авто-ГРП нагнетательной скважины в добывающие скважины с переориентированной трещиной ГРП.

Наиболее близким по технической сущности (прототипом) является способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2515628, МПК Е21В 43/18, 43/30, опубликован 20.05.2014) с поперечно направленными трещинами ГРП, где переориентацию трещины ГРП проводят только в наклонно направленных скважинах для нагнетания. Способ включает бурение горизонтальных добывающих скважин с рядным размещением скважин и ориентацией горизонтальных стволов в направлении минимальных горизонтальных напряжений пласта, выполнение многостадийного ГРП параллельно рядам добывающих горизонтальных скважин, с чередованием через один ряд, бурят ряды нагнетательных наклонно направленных скважин с выполнением на всех скважинах ГРП. При этом на нагнетательных скважинах, размещенных напротив середины длины горизонтального ствола добывающих скважин, ГРП и запуск в работу осуществляют на этапе, когда все соседние скважины уже пущены в работу. Развитие трещин ГРП и авто-ГРП в данных скважинах будет происходить в направлении перпендикулярно начальным направлениям максимальных горизонтальных напряжений пласта.

Основной недостаток данного способа заключается в том, что возникает риск прорыва трещины авто-ГРП нагнетательной скважины, размещенной напротив середины длины горизонтального ствола добывающих скважин, в добывающие горизонтальные скважины с многостадийными трещинами ГРП.

Решаемой задачей представленного способа разработки является рентабельная разработка разбуренных нефтяных низкопроницаемых залежей.

Техническим результатом является снижение темпов падения добычи нефти и повышение конечного коэффициента извлечения нефти уплотнением существующей системы разработки за счет горизонтальных скважин с поперечно направленными трещинами ГРП.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки низкопроницаемой залежи системой наклонно направленных и горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин с гидравлическим разрывом пласта (ГРП) с учетом первоначальных горизонтальных напряжений залежи и закачкой жидкости в нагнетательные скважины при забойном давлении, превышающем давление разрыва пласта, согласно изобретению существующую сетку скважин с наклонно направленными нагнетательными скважинами с ГРП в центре и наклонно направленными добывающими скважинами с ГРП вокруг уплотняют бурением добывающих горизонтальных скважин, стволы которых ориентируют в направлении первоначальных максимальных горизонтальных напряжений залежи так, что середина длины горизонтального ствола скважины находится в одном ряду с наклонно направленными добывающими и нагнетательными скважинами, после чего все наклонно направленные скважины, размещенные напротив середины длины горизонтального ствола, переводят в нагнетание и запускают в работу, затем в горизонтальных скважинах проводят многостадийный ГРП, оценку необходимого времени проведения которого от момента запуска соседних наклонно направленных скважин в нагнетание проводят на основании расчета напряженно-деформированного состояния залежи в геомеханическом симуляторе, после чего горизонтальные скважины запускают в работу.

Способ осуществляется следующим образом.

1. Разработку нефтяных залежей ведут системой наклонно направленных нагнетательных и добывающих скважин с нагнетательной скважиной с ГРП в центре и добывающими с ГРП вокруг.

2. На добывающих и на нагнетательных скважинах сразу же после бурения проводят ГРП и пускают скважины в работу.

3. Определяют первоначальное направление максимального горизонтального напряжения залежи.

4. Новую систему разработки в разбуренных зонах формируют уплотнением сетки скважин с размещением стволов добывающих горизонтальных скважин с учетом направления первоначального максимального горизонтального напряжения залежи. Середину длины горизонтального ствола скважины располагают в одном ряду с наклонно направленными скважинами.

5. Закачку жидкости на всех наклонно направленных нагнетательных скважинах, размещенных напротив середины длины горизонтального ствола скважин, ведут при забойном давлении, превышающем давление разрыва пласта, что изменяет градиенты пластового давления, локальное напряженно-деформированное состояние объекта разработки и направления развития (азимут) трещин ГРП.

6. Горизонтальные стволы добывающих скважин ориентируют в направлении первоначального максимального горизонтального напряжения залежи.

7. Многостадийный ГРП в горизонтальных скважинах для задания направления трещин гидравлического разрыва перпендикулярно направлению горизонтальных стволов проводят на этапе, когда соседние наклонно направленные скважины существующей системы разработки, размещенные напротив середины длины горизонтального ствола добывающих скважин, уже пущены в нагнетание. Оценку необходимого времени проведения многостадийного ГРП в горизонтальных скважинах от момента запуска соседних наклонно направленных скважин в нагнетание проводят на основании расчетов напряженно-деформированного состояния залежи в геомеханическом симуляторе. После проведения многостадийного ГРП горизонтальные скважины запускают в работу.

Осуществление способа иллюстрируется следующими материалами.

Фиг. 1 - схема размещения скважин, элемент 9 - точечной системы площадного заводнения выделен пунктирным прямоугольником.

Фиг. 2 - схема уплотненной сетки скважин.

Фиг. 3 - вариант 2 уплотнения сетки с использованием горизонтальных скважин с МГРП.

Фиг. 4 - вариант 3 уплотнения сетки с использованием БГС с МГРП.

Фиг. 5 - динамика изменения накопленной добычи нефти на единицу площади элемента разработки.

Фиг. 6 - динамика изменения коэффициента извлечения нефти.

Пример

В качестве объекта разработки рассматривается залежь нефти с низкопроницаемым коллектором. Залежь характеризуется следующими геолого-геофизическими параметрами: глубина залегания - 2600 м, эффективная нефтенасыщенная толщина - 10 м, коэффициент проницаемости - 0,001 мкм2, коэффициент пористости - 0,17 дл.ед., коэффициент нефтенасыщенности - 0,5 дл.ед., начальное пластовое давление - 26 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях - 1,5 сП, плотность нефти в пластовых условиях - 870 кг/м3, давление насыщения газом -11,6 МПа, газовый фактор - 70 м3/т.

Система разработки - девятиточечная система площадного заводнения с нагнетательными скважинами в центре и добывающими скважинами вокруг, с расстоянием между скважинами в ряду и расстоянием между рядами 500 м (Фиг. 1). На всех скважинах после бурения, ввиду низкой проницаемости залежи, сразу же проводят ГРП и пускают скважины в работу.

Для этой залежи нефти определяют первоначальные направления минимальных и максимальных горизонтальных напряжений залежи. Определить их можно различными способами: по результатам проведения кросс-дипольного широкополосного акустического каротажа после ГРП, по направлению искусственной трещиноватости, определяемой электрическим микроимиджером [Латыпов И.Д., Борисов Г.А., Хайдар A.M., Горин А.Н., Никитин А.Н., Кардымон Д.В. Переориентация азимута трещины повторного гидроразрыва пласта на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз»// Нефтяное хозяйство. - 2011. - №6. - с. 34-38], по результатам наблюдения за развитием трещин ГРП при ранее проведенных работах с применением микросейсмического мониторинга или мониторинга микродеформации, и np. [J.Н. Le Calvez, R.C. Klem, L. Bennett, A. Erwemi, M. Craven, J.C. Palacio "Real-Time Microseismic Monitoring of Hydraulic Fracture treatment: A Tool To Improve Completion and ReservoirManagement"; B.C. Миронов, И.Р. Дияшев, A.B. Бровчук, Б.М. Дэвидсон «Картирование трещин ГРП поверхностными наклономерами на Пальниковском месторождении Западной Сибири», статья SPE 117097 была представлена на Российской нефтегазовой технической конференции и выставке в Москве 28-30 октября 2008 г. по результатам гидродинамических исследований скважин с трещинами авто-ГРП [Мальцев В.В., Асмандияров Р.Н., Байков В.А., Усманов Т.С., Давлетбаев А.Я. Исследование развития трещин авто-ГРП на опытном участке Приобского месторождения с линейной системой разработки. / Нефтяное хозяйство. - 2012. - №5. - С. 70-73]. Трещины авто-ГРП - это самопроизвольно развитые трещины, образующиеся в результате закачки жидкости на нагнетательных скважинах при забойных давлениях выше давления разрыва пласта.

Зная направления этих напряжений, уплотнение сетки скважин в пробуренных зонах проводят по предлагаемой схеме, представленной на Фиг. 2. На Фиг. 2 представлена существующая системы разработки, модифицированная за счет уплотняющего бурения с размещением стволов добывающих горизонтальных скважин в направлении первоначальных максимальных горизонтальных напряжений залежи.

Ряды горизонтальных добывающих скважин с длиной ствола 500 м бурят в направлении начальных максимальных горизонтальных напряжений, с расстоянием между горизонтальными скважинами в ряду 500 м. На этих скважинах выполняют многостадийный поперечно-направленный ГРП, поэтому для них выбирают соответствующий тип заканчивания. В данном случае спускается незацементированный хвостовик с размещением нескольких внешних пакеров. Пакеры служат для разобщения стадий ГРП, и их количество зависит от количества стадий ГРП, длины горизонтального участка ствола скважины и геологических особенностей объекта. В компоновке хвостовика присутствуют специальные порты, имеющие своей целью создание связи внутрискважинного пространства с пластом, и в транспортном положении находятся шары, которые в то же время изолируют предыдущую стадию ГРП от текущей стадии [Е. Sayapov, I.R. Diyashev and A.V. Brovchuk "Application of Horizontal Wells with Multiple Hydraulic Fractures for the Development of Low Permeability Oil Reservoir in Western Siberia", paper IPTC 13395 presented at the International Petroleum Technology Conference held in Doha, Qatar, 7-9 December 2009]. Для задания направления трещин гидравлического разрыва перпендикулярно направлению горизонтальных стволов наклонно направленные скважины существующей системы разработки путем соответствующей закачки вытесняющего агента перераспределяют поле напряжений. Для этого добывающие наклонно направленные скважины, расположенные напротив середины длины горизонтального ствола, переводят в нагнетание (Фиг. 3). После выполняют пять поперечно направленных ГРП и запуск горизонтальной скважины в работу.

Далее представлено подробное описание реализации заявляемого способа.

Рассмотрим участок представленного элемента системы разработки, выделенного пунктирным прямоугольником на Фиг. 2, состоящий из девяти наклонно направленных добывающих скважин (1) с трещинами ГРП (2), одной наклонно направленной нагнетательной скважиной (3) с трещиной авто-ГРП (4) и двух горизонтальных добывающих скважин (5) с множественными поперечными трещинами ГРП (6).

Первоначальная сетка скважин состоит из наклонно направленных скважин данного участка, представленного пунктирным прямоугольником, т.е. из девяти наклонно направленных добывающих и одной наклонно направленной нагнетательной скважин. После бурения на всех наклонно направленных скважинах проводят ГРП и пускают скважины в работу. Развитие трещин ГРП и авто-ГРП на этих скважинах будет происходить в направлении первоначальных максимальных горизонтальных напряжений залежи.

Новую систему разработки в разбуренных зонах формируют уплотнением сетки скважин с размещением стволов добывающих горизонтальных скважин в направлении первоначальных максимальных горизонтальных напряжений залежи. Середину длины каждого горизонтального ствола скважины располагают в одном ряду с наклонно направленными скважинами между добывающими и нагнетательными наклонно направленными скважинами.

Для задания направления трещин гидравлического разрыва перпендикулярно направлению горизонтальных стволов наклонно направленные скважины существующей системы разработки путем закачки вытесняющего агента перераспределяют локально напряженно-деформированное состояние. Для этого добывающие наклонно направленные скважины, расположенные напротив середины длины горизонтального ствола, переводят в нагнетание. После производят многостадийный ГРП (МГРП) в горизонтальных скважинах и запуск скважин в работу. Развитие трещин МГРП будет происходить в направлении, перпендикулярном направлению горизонтального ствола, т.е. перпендикулярно первоначальным направлениям максимальных горизонтальных напряжений залежи, что показано на Фиг. 2. Оценку необходимого времени проведения МГРП в горизонтальных скважинах от момента запуска соседних наклонно направленных скважин в нагнетание проводят на основании расчета напряженно-деформированного состояния залежи в геомеханическом симуляторе.

Для участка рассматриваемой залежи создана гидродинамическая модель с девятиточечной системой размещения добывающих и нагнетательных скважин с ГРП и геомеханическая модель. Выбраны следующие геомеханические параметры, полученные по результатам промысловых и керновьгх исследований: давление смыкания ∑min=335 атм, коэффициент анизотропии напряжений ∑min/∑max=0.95, начальное пластовое давление Рс=250 атм, коэффициент пороэластичности α=0.75, коэффициент Пуассона v=0.25, модуль Юнга E=15 ГПа. После запуска соседних наклонно направленных скважин в нагнетание в гидродинамическом симуляторе рассчитывали карты давлений в различные моменты времени. Далее в геомеханическом симуляторе, с использованием карт давлений, производили расчет напряженно-деформированного состояния и определяли поле направления развития трещин ГРП в области горизонтальной скважины. По результатам расчетов определяли необходимое время работы нагнетательных наклонно направленных скважин для изменения ориентации напряжения и развитии трещины ГРП в области горизонтальной скважины перпендикулярно расположению ее ствола.

Подобным образом осуществляется перевод в нагнетание всех подобных добывающих наклонно направленных скважин, расположенных напротив середины длины горизонтального ствола добывающих горизонтальных скважин. Работа соседних нагнетательных скважин в ряду и скважин в соседних рядах позволит изменить первоначальную ориентацию минимальных и максимальных напряжений в окружении рассматриваемых нагнетательных скважин, что приведет к изменению азимута трещины ГРП в направлении, перпендикулярном направлению горизонтального ствола.

Для участка рассматриваемой залежи на созданной гидродинамической модели с девятиточечной системой размещения добывающих и нагнетательных скважин с ГРП было рассчитано три варианта системы разработки с забойным давлением на добывающих горизонтальных скважинах 8 МПа:

1. Вариант 1 - девятиточечная система площадного заводнения с нагнетательными скважинами с ГРП в центре и добывающими скважинами с ГРП вокруг, с расстоянием между скважинами в ряду и расстоянием между рядами 500 м, без уплотнения (фиг. 1).

2. Вариант 2 - согласно изобретению. На фиг. 3 представлена схема размещения скважин согласно изобретению, с размещением дополнительно к Варианту 1 двух горизонтальных скважин с пятью трещинами ГРП и переводом добывающих наклонно направленных скважин, расположенных напротив середины длины горизонтального ствола, в нагнетание. Забойное давление на нагнетательных скважинах - 45 МПа.

3. Вариант 3 - согласно изобретению. На фиг. 4 представлена еще одна схема размещения скважин согласно изобретению. Вариант 3 предполагает зарезку боковых горизонтальных стволов (БГС) с их ликвидацией основного пласта ряда скважин, содержащий только добывающие наклонно направленные скважины Варианта 1, и переводом добывающих наклонно направленных скважин, расположенных напротив середины длины горизонтального ствола, в нагнетание. Забойное давление на нагнетательных скважинах - 45 МПа.

На фиг. 5 и 6 представлены результаты расчета трех вариантов. На фиг. 5 показана динамика изменения накопленной добычи нефти на единицу площади элемента, на фиг. 6 -динамика изменения коэффициента извлечения нефти. Из фиг. 5 видно, что срок эффективной работы добывающих скважин по Вариантам 2 и 3 значительно превышает срок эффективной работы добывающих скважин по Варианту 1, что свидетельствует о снижении темпов падения добычи нефти на добывающих скважинах по Вариантам 2 и 3 (согласно предлагаемому изобретению) по сравнению с Вариантом 1. Из Фиг. 6 видно, что коэффициент извлечения нефти увеличился до 0,201 по Варианту 2 и до 0,175 по Варианту 3 по сравнению с 0,095 по Варианту 1.

Способ разработки низкопроницаемой залежи системой наклонно-направленных и горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин с гидравлическим разрывом пласта (ГРП) с учетом первоначальных горизонтальных напряжений залежи и закачкой жидкости в нагнетательные скважины при забойном давлении, превышающем давление разрыва пласта, отличающийся тем, что существующую сетку скважин с наклонно-направленными нагнетательными скважинами с ГРП в центре и наклонно-направленными добывающими скважинами с ГРП вокруг уплотняют бурением добывающих горизонтальных скважин, стволы которых ориентируют в направлении первоначальных максимальных горизонтальных напряжений залежи так, что середина длины горизонтального ствола скважины находится в одном ряду с наклонно направленными добывающими и нагнетательными скважинами, после чего все наклонно направленные скважины, размещенные напротив середины длины горизонтального ствола, переводят в нагнетание и запускают в работу, затем в горизонтальных скважинах проводят многостадийный ГРП, оценку необходимого времени проведения которого от момента запуска соседних наклонно-направленных скважин в нагнетание проводят на основании расчета напряженно-деформированного состояния залежи в геомеханическом симуляторе, после чего горизонтальные скважины запускают в работу.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологии строительства глубоких скважин. Техническим результатом является повышение точности расчета максимальной длины горизонтального ствола для конкретного типа трещинного коллектора и углеводородной системы.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено при разработке мощных плотных карбонатных нефтяных коллекторов с применением многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП).
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке зонально-неоднородных нефтяных коллекторов импульсной закачкой низкоминерализованной воды.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может найти применение при разработке газонефтяных залежей, где добыча нефти сопряжена с высоким риском прорыва газа из газовой шапки.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к проблеме повышения эффективности разработки нефтяных оторочек и подгазовых зон газонефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей, с предшествовавшим периодом добычи газа из газовой или газоконденсатной шапки или без такового.

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 газодобывающей промышленности, в частности к разработке газовых низкопроницаемых залежей с подстилающей контурной водой. Технический результат - повышение эффективности размещения скважин за счет учета участков с ненулевой эффективной газопроницаемостью.

Группа изобретений относится к позиционированию площадок - платформ под буровую установку для разработки месторождения горизонтальными скважинами с учетом предопределенных границ и наземных и/или подземных препятствий.

Предложена группа изобретений в отношении способа оптимального размещения горизонтальных скважин и программного носителя информации, способствующих максимальному покрытию горизонтальными скважинами предварительно заданной области с нерегулярными границами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязкой нефти с водонефтяными зонами небольшой толщины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин, оборудованных погружными насосами, в первую очередь, на скважинах для добычи нефти.

Изобретение относится к гидравлическому разрыву подземного пласта. Предложен способ гидравлического разрыва подземного пласта, в котором осуществляют ввод в подземный пласт проппантной фазы, содержащей тонкоструктурную однородную пену, содержащую жидкость на водной основе с повышенной вязкостью, имеющую сверхлегкий проппант - СЛП, взвешенный в указанной жидкости, и газообразную среду, составляющую по меньшей мере около 85 об.% комбинации газообразной среды и жидкости на водной основе в тонкоструктурной однородной пене, где диаметр пузырьков в по меньшей мере 70% объема газа тонкоструктурной однородной пены меньше чем или равен 0,18 мм, и проппантную фазу вводят в подземный пласт под давлением, достаточным для образования или расширения трещины.

Предложены системы и способы оптимизации создания скважины в сланцевой формации. Способ включает определение первого планируемого местоположения (107) интенсификации притока в пределах формации по меньшей мере частично на основании заранее заданной модели формации.
Изобретение относится к добыче нефти или природного газа и их перекачиванию по трубопроводам. Способ разжижения жидкости, обладающей кажущейся вязкостью более 5 сП и применяемой при добыче нефти или природного газа, где жидкость содержит водорастворимый разветвленный полисахарид, растворенный в воде, выбираный из группы, состоящей из ксантана, диутана и любых их производных, и способ включает стадию обеспечения контакта указанной жидкости с одним или несколькими водорастворимыми персульфатами и одним или несколькими сильными основаниями, которую осуществляют при одной или нескольких температурах менее 100°F (37,8°С).
Изобретение относится к добыче нефти или природного газа. Способ разжижения жидкости, обладающей кажущейся вязкостью более 5 сП и применяемой при добыче нефти или природного газа, содержащей один или несколько водорастворимых синтетических полимеров, выбранных из приведенной группы, включает стадию обеспечения контакта указанной жидкости с одним или несколькими водорастворимыми персульфатами и одним или несколькими сильными основаниями, которую проводят при одной или нескольких температурах менее 100ºF (37,8ºС).

Изобретение относится к скважинной разработке и эксплуатации многопластовых месторождений с применением гидравлического разрыва пласта, эксплуатируемого одной скважиной.

Изобретение относится к обслуживанию скважин. Технический результат – уменьшение времени смешивания ингредиентов жидкости обслуживания скважин, возможность смешивания в процессе применения.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и, в частности, к методам повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин за счет геомеханического воздействия на пласт.

Изобретение относится к обработке подземных пластов. Способ обработки подземного пласта, включающий обеспечение флюида для обработки, содержащего слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество - СЭПАВ, флюид водной основы и кислоту, введение указанного флюида в по меньшей мере часть подземного пласта, обеспечение возможности взаимодействия по меньшей мере части флюида с по меньшей мере частью подземного пласта с образованием одной или более пустот в подземном пласте и дополнительно образование в подземном пласте одной или более короткоживущих эмульсий типа «масло в кислоте».
Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для осуществления гидравлического разрыва множества продуктивных интервалов подземного пласта и количественного мониторинга количества флюидов, добываемых во множестве продуктивных интервалов подземного пласта.

Изобретение относится к газонефтедобывающей отрасли, а именно к разработке залежей с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов в низкопроницаемых пластах. Технический результат - повышение коэффициентов извлечения углеводородов: газоотдачи, конденсатоотдачи, нефтеотдачи, а также продуктивности добывающих скважин. По способу на скважинах реализуют повторяющиеся циклы снижения и повышения давления, Этим образуют сети микро- и макротрещин. Каждый цикл образуют из этапов добычи углеводородов, простоя скважины, закачки метансодержащего агента в ту же скважину, повторного простоя. В каждом цикле добычу пластовых углеводородов из скважины осуществляют до снижения продуктивности на 30-50% ниже начального значения на текущем цикле. После остановки скважины выдерживают в состоянии простоя не менее 5-7 дней для выравнивания давления, релаксации напряженно-деформированного состояния породы и стабилизации системы трещин в зоне, охваченной деформационными воздействиями при снижении забойного и пластового давления. В процессе простоя оценивают параметры конденсатного вала. В процессе закачки газа и последующего простоя оценивают эффективность процесса расформирования газоконденсатного вала за счет испарения конденсата в газовую фазу. 8 з.п. ф-лы, 1 ил.
Наверх