Способ разработки нефтяной малоразведанной залежи

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной малоразведанной залежи. Технический результат - увеличение добычи нефти, выработки запасов нефти и предотвращение преждевременного обводнения добываемой продукции. По способу осуществляют разбуривание залежи редкой сеткой скважин. В пробуренной скважине проводят детализационные сейсмоисследования. Уточняют прогнозный структурный план продуктивного пласта. Определяют направление превалирующей трещиноватости, разуплотнений, узлов разуплотнений - пересечений линий разуплотнений. Проводят уплотнение существующей сетки добывающих скважин бурением горизонтальных скважин. Эти скважины размещают под углом 45° к направлению превалирующей трещиноватости - разуплотнениям на расстоянии более 70 метров к ним для предотвращения преждевременного обводнения в добывающих скважинах или поглощения закачки - в нагнетательных. Осуществляют закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. 1 ил.

 

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной малоразведанной залежи.

Известен способ разработки трещиноватых коллекторов (патент RU №2526082, МПК Е21В 43/20, опубл. в бюл. №23 от 20.08.2014 г.), включающий определение трещиноватости или линий разуплотнения залежи, строительство добывающих и нагнетательных скважин с учетом трещиноватости залежи, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Согласно изобретению, выбирают участок залежи для разработки с нефтенасыщенными толщинами более 10 м, предотвращающими быстрое обводнение добываемой нефти. Определяют расположение узлов разуплотнений - пересечений линий разуплотнений. Добывающие вертикальные скважины бурят по неравномерной сетке с попаданием в узлы разуплотнений, а нагнетательные скважины располагают в уплотненных карбонатных коллекторах с минимальной и средней трещиноватостью между несколькими узлами разуплотнений примерно на равном расстоянии от них.

Недостатком данного способа является то, что в добывающих скважинах, расположенных в узлах разуплотнения, происходит преждевременное обводнение продукции, что ведет к недовыработанное™ запасов нефти и низкому КИН.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяной малоразведанной залежи (патент RU №2447270, МПК Е21В 43/16, опубл. в бюл. №10 от 10.04.2012 г.), включающий разбуривание залежи редкой сеткой проектных скважин, отбор продукции через добывающие скважины и нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины. В пробуренной скважине проводят детализационные сейсмоисследования методом вертикального сейсмопрофилирования в направлении повышенных гипсометрических отметок структуры по трем направлениям, расходящимся не более чем на 60° и в длину не более 600 м, уточняют прогнозный структурный план продуктивного пласта, выделяют участки повышения гипсометрических отметок, при подтверждении прогнозного структурного плана по результатам исследований проектную скважину бурят в направлении сейсмопрофилей в зону повышенных гипсометрических отметок на расстоянии 300-400 м от пробуренной, при не подтверждении прогнозного структурного плана переразмещают проектную скважину в зону повышенных гипсометрических отметок по новому структурному плану и бурят в новом месте, скорректированном по результатам вертикального сейсмопрофилирования и наличию рентабельной нефтенасыщенной толщины не менее двух м, обсаживают скважину и осваивают в качестве добывающей в сводовой и/или присводовой частях структур, контролирующих залежь нефти и/или нагнетательной в пониженных частях структур, в приконтурной области и не менее 70 м от контура нефтеносности, по результатам бурения корректируют размещение проектного фонда скважин.

Недостатком данного способа является то, что он не использует направление трещиноватости, направление зон разуплотнений, узлов разуплотнений - пересечений линий разуплотнений в карбонатных коллекторах для оптимального размещения проектного фонда скважин с целью предотвращения преждевременного обводнения добываемой продукции, наиболее полной выработки запасов и достижения высокого КИН.

Техническими задачами способа разработки являются наиболее оптимальное размещение проектного эксплуатационного фонда скважин с различным окончанием с учетом направления превалирующей трещиноватости и разуплотненности в карбонатных коллекторах и увеличение их добывных возможностей.

Технические задачи решаются способом разработки нефтяной малоразведанной залежи, включающим разбуривание залежи редкой сеткой скважин или бурят хотя бы одну наклонно-направленную скважину, отбор продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что в пробуренной скважине проводят детализационные сейсмоисследования, уточняют прогнозный структурный план продуктивного пласта, определяют направление превалирующей трещиноватости - разуплотнений, узлов разуплотнений - пересечений линий разуплотнений, проводят уплотнение существующей сетки добывающих скважин бурением горизонтальных скважин, размещают их под углом 45° к направлению превалирующей трещиноватости - разуплотненииям на расстоянии более 70 метров к ним, для предотвращения преждевременного обводнения в добывающих скважинах или поглощения закачки - в нагнетательных.

Способ осуществляют в следующей последовательности (на примере конкретного выполнения).

Разрабатывают нефтяную залежь (см. фиг. 1) в карбонатных отложениях турнейского яруса. Линейные размеры залежи 1,3×1,5 км.

На фиг. 1 приняты следующие обозначения: 1 - внешний контур нефтеносности, 2 - вертикальная добывающая скважина, 3 - направление превалирующей трещиноватости, разуплотненй, узлов разуплотнений - пересечений линий разуплотнений, 4-6 - горизонтальные добывающие скважины, 7 - изопахиты (метры).

Залежь оконтурена внешним 1 контуром нефтеносности. Первоначально залежь разбуривают одной вертикальной добывающей 2 скважиной. Осуществляют ее обустройство. Проводят отбор продукции через добывающую скважину. По данным керна и данным каротажных исследований в скважине определяют свойства залежи: глубина 1188 м, общая нефтенасыщенная толщина 21 м, пластовая температура 25°С, пластовое давление 11,9 МПа, пористость 15%, проницаемость 0,090 мкм2, нефтенасыщенность 63,9%. Коллектор карбонатный. Нефть имеет плотность 0,865 г/см3 и вязкость 18,6 мПа*с.

Строят структурный план продуктивного пласта, используя также данные сейсмоисследований 2Д. Из построений следует, что на значительной части залежи свойства продуктивного пласта не определены, поэтому дальнейшее разбуривание залежи невозможно.

В добывающей скважине 2 проводят сейсмоисследования методом непродольного вертикального сейсмопрофилирования. Определяют направление превалирующей трещиноватости, направление зон разуплотненй, узлов разуплотнений - пересечений линий разуплотнений 3 в пласте. По данным сейсмоисследования 2Д определяют толщину нефтенасыщенного пласта.

Бурят горизонтальные скважины 4-6 длиной 150 м в зоне общих нефтенасыщенных толщин 7 не менее 12 метров. Размещают горизонтальный ствол скважины более 70 метров от разуплотнений, узлов разуплотнений под углом 45° к направлению превалирующей трещиноватости - разуплотненииям на расстоянии более 70 метров к ним, для предотвращения преждевременного обводнения в добывающих скважинах или поглощения закачки - в нагнетательных.

Использование предлагаемого способа разработки нефтяной малоразведанной залежи в карбонатных коллекторах позволяет увеличить добычу нефти, наиболее полно выработать запасы нефти и увеличить КИН, предотвратить преждевременное обводнение добываемой продукции.

Способ разработки нефтяной малоразведанной залежи, включающий разбуривание залежи редкой сеткой скважин, отбор продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что в пробуренной скважине проводят детализационные сейсмоисследования, уточняют прогнозный структурный план продуктивного пласта, определяют направление превалирующей трещиноватости, разуплотнений, узлов разуплотнений - пересечений линий разуплотнений, проводят уплотнение существующей сетки добывающих скважин бурением горизонтальных скважин, размещают их под углом 45° к направлению превалирующей трещиноватости - разуплотнениям на расстоянии более 70 метров к ним для предотвращения преждевременного обводнения в добывающих скважинах или поглощения закачки - в нагнетательных.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области горного дела и может быть использовано для разработки залежей углеводородных флюидов, в частности, при добыче высоковязкой нефти и природного битума с высоким газовым фактором.

Изобретение относится к области горного дела и может быть использовано для разработки залежей углеводородных флюидов, в частности при добыче высоковязкой нефти и природного битума с высоким газовым фактором.

Изобретение оотносится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважинах.

Изобретение относится к области геолого-гидродинамического моделирования разработки нефтяных месторождений. Его можно использовать для автоматизированного выбора оптимального участка применения технологии циклического заводнения, а также для автоматизированного подбора оптимального периода цикла закачки воды.
Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке месторождений углеводородов с наличием в разрезе пласта подстилающих подошвенных вод.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при проведении ремонтно-изоляционных работ в обсаженных вертикальных или наклонно-направленных добывающих скважинах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для изоляции обводненных интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для ограничения водопритоков в добывающие скважины либо для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти практическое применение при проведении водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах для изоляции притока подошвенных вод.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к проведению ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Состав для изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах включает 94,5 об.% гидрофобной кремнийорганической жидкости ГКЖ-11 Н, 4,7 об.% полимера Polydia и 0,8 об.% медного купороса.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны скважины. Устройство для обработки призабойной зоны скважины включает устройство для импульсной закачки жидкости, разрушаемый клапан с резиновым листом, пакер и патрубок с отверстиями и со втулкой, зафиксированной в этом патрубке срезным винтом.

Изобретение относится к двум вариантам способа уменьшения или предотвращения роста микроорганизмов в содержащей углеводороды системе, включающей систему закачки воды, систему выделения углеводородов или систему добычи углеводородов.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к разработке нефтяной залежи. Технический результат - увеличение добычи нефти, уменьшение обводненности добываемой продукции, снижение материальных затрат и нагрузки на насосное оборудование за счет возможности регулирования режимов работы добывающих скважин.

Настоящее изобретение относится к способу обработки подземного пласта для модификации поверхности. Способ обработки кремнистого или содержащего оксид металла подземного пласта, через который проходит скважина, включает закачивание в скважину агента для модификации поверхности, содержащего производное органической фосфорсодержащей кислоты в качестве якорного фрагмента и фторсодержащий остаток в качестве гидрофобного хвоста, где гидрофобный хвост напрямую присоединен к якорному фрагменту, когда агент для модификации поверхности закачан в скважину, связывание агента для модификации поверхности с поверхностью подземного пласта за счет присоединения к пласту якорного фрагмента, и расположение агента для модификации поверхности на кремнистом или содержащем оксид металла подземном пласте таким образом, чтобы гидрофобный хвост был удален от поверхности пласта.

Изобретение относится к области разработки нефтяных залежей и может применяться при разработке обводненной нефтяной залежи. Техническим результатом является снижение уровня обводненности и увеличение добычи нефти за счет предупреждения процессов диспергирования и эмульгирования нефтяной фазы.

Изобретение относится к области геолого-гидродинамического моделирования разработки нефтяных месторождений. Его можно использовать для автоматизированного выбора оптимального участка применения технологии циклического заводнения, а также для автоматизированного подбора оптимального периода цикла закачки воды.

Настоящее изобретение относится к анионно-катионно-неионогенному поверхностно-активному веществу для добычи нефти. Анионно-катионно-неионогенное поверхностно-активное вещество – АКНПАВ - для добычи нефти представляет собой одно или более соединений, представленных приведенной формулой с указанным видом и сочетанием радикалов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором с целью повышения нефтеотдачи пластов заводнением.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с трещиноватым коллектором. Способ разработки нефтяной залежи с трещиноватым коллектором включает бурение пилотной скважины, определение по данным геофизических исследований в продуктивном коллекторе преобладающего направления трещиноватости залежи, бурение из пилотной скважины одинаковых разнонаправленных парных горизонтальных стволов, которые направлены в противоположные стороны от скважины.

Группа изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технологии водогазового воздействия при разработке нефтяных месторождений. Способ включает получение диспергированной водогазовой смеси, подвод ее через выходной трубопровод к нагнетательной скважине и закачку по колонне насосно-компрессорных труб к забою скважины.

Изобретение относится к области добычи продукции из буровых скважин, а именно к способам усиленной добычи углеводородов методом циклического вытеснения водой. Решаемая задача заключается в повышении нефтеотдачи добывающих скважин за счет одновременного использования стационарной закачки вытесняющего агента с циклическим режимом воздействия. Способ включает стационарную закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, извлечение нефти из добывающих скважин, фиксацию промысловых данных по работе каждой из скважин, определяющих начало ввода циклического режима закачки вытесняющего агента при увеличении обводненности продукции, при этом циклический режим закачки вводят, не прекращая режим стационарной закачки, верхний предел длительности периода цикла закачки определяют по формуле: ,а нижний предел длительности периода цикла закачки определяют, исходя из удвоенного времени протекания релаксационных процессов, происходящих в продуктивных пластах горной породы разного литотипа на спадах циклической закачки, при этом оптимальную амплитуду давления при циклической закачке определяют исходя из выражения: ,где Тцикл. - длительность периода цикла закачки, сек, R - расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами, м, χ - коэффициент пьезопроводности продуктивного пласта, см2/сек, δ - сдвиг по фазе между оптимумом амплитуды закачки в нагнетательной скважине и максимумом амплитуды добычи в добывающей скважине, рад, ε - гидропроводность пласта, Дсм/сП, qmax - максимальная амплитуда дебита нефти, см3/сек, Ропт. - оптимальная амплитуда давления при циклической закачке, МПа. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной малоразведанной залежи. Технический результат - увеличение добычи нефти, выработки запасов нефти и предотвращение преждевременного обводнения добываемой продукции. По способу осуществляют разбуривание залежи редкой сеткой скважин. В пробуренной скважине проводят детализационные сейсмоисследования. Уточняют прогнозный структурный план продуктивного пласта. Определяют направление превалирующей трещиноватости, разуплотнений, узлов разуплотнений - пересечений линий разуплотнений. Проводят уплотнение существующей сетки добывающих скважин бурением горизонтальных скважин. Эти скважины размещают под углом 45° к направлению превалирующей трещиноватости - разуплотнениям на расстоянии более 70 метров к ним для предотвращения преждевременного обводнения в добывающих скважинах или поглощения закачки - в нагнетательных. Осуществляют закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. 1 ил.

Наверх