Способ разработки нефтяной залежи

Авторы патента:

Гуторов Юлий Андреевич (RU)

Рахмаев Ленар Гамбарович (RU)

E21B43/20 - вытеснением водой

Владельцы патента RU 2549639:

Гуторов Юлий Андреевич (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных залежей с применением заводнения. Задача изобретения - снижение трудоемкости контроля за процессом заводнения нефтяной залежи при закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины. По способу осуществляют закачку вытесняющего агента и отбор нефти через систему нагнетательных и добывающих скважин. Изменяют режим заводнения в процессе разработки. Закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину производят в интенсивном режиме. С помощью наземных средств измерений, входящих в автоматизированную систему управления технологическим процессом, в режиме реального времени осуществляют мониторинг изменения роста объема добываемой нефти в зависимости от роста объема закачки вытесняющего агента до момента резкого спада объема добываемой нефти. Далее фиксируют величину объема закачки вытесняющего агента, при которой произошел указанный спад. Дальнейшую закачку в нагнетательную скважину производят в объеме ниже этой установленной величины. 1 пр., 6 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, к способам разработки нефтяных залежей с применением заводнения.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку вытесняющего агента и отбор продукции через систему нагнетательных и добывающих скважин, в котором изменяют систему заводнения в процессе разработки от менее интенсивной к более интенсивной в зависимости от обводненности продукции многократным переходом от выбранной начальной системы заводнения в другие виды системы заводнения (Пат. РФ №1724858, приор. 21.01.1990 г., опубл. 07.04.1992 г.).

Известный способ предполагает начальные геофизические и гидродинамические исследования разведочных скважин на разбуриваемой залежи нефти с целью определения коллекторских свойств пласта, учитываемых при выборе системы заводнения.

Недостаток известного способа заключается в сложности технологии проведения способа.

Известен способ разработки обводненной нефтяной залежи (патент РФ №2230896, заявл. 25.02.2003, опубл. 20.06.2004, МПК Е21В 43/20), который по замыслу авторов позволяет управлять степенью обводненности добываемой продукции методом выравнивания пластового давления между водоносными и нефтеносными зонами залежи путем управления объемами закачки в нагнетательных скважинах и объемами отбора - в эксплуатационных.

Недостатком этого способа является то, что в качестве фактора, влияющего на степень обводненности добываемой продукции, была выбрана разница пластовых давлений между водоносными и нефтеносными зонами, оперативно оценить которую не всегда представляется возможным, особенно в эксплуатационных скважинах, для чего требуются достаточно трудоемкие измерения со специальной скважинной аппаратурой либо путем регистрации кривых восстановления давления («Гидродинамические исследования скважин». Р.С. Хисамов, Э.И. Сулейманов, Р.К. Ишкаев и др., Москва, ВНИИОЭНГ, 1999, 227 с.), на что уходит достаточно много времени.

Задачей предлагаемого изобретения является снижение трудоемкости контроля за процессом заводнения нефтяной залежи при закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины.

Следствием этого своевременного контроля является установление момента прорыва нагнетаемой воды к забоям добывающих скважин и дальнейшее регулирование объема закачки в нагнетательные скважины.

Указанная задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, содержащем закачку вытесняющего агента и отбор нефти через систему нагнетательных и добывающих скважин, изменение режима заводнения в процессе разработки, производят закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину в интенсивном режиме, при этом с помощью наземных средств измерений, входящих в автоматизированную систему управления технологическим процессом, в режиме реального времени осуществляют мониторинг изменения роста объема добываемой нефти в зависимости от роста объема закачки вытесняющего агента до момента резкого спада объема добываемой нефти, далее фиксируют величину объема закачки вытесняющего агента, при которой произошел указанный спад, и дальнейшую закачку в нагнетательную скважину производят в объеме ниже этой установленной величины.

На фиг. 1 представлена схема пятиточечной ячейки расположения нагнетательной скважины 1 и добывающих скважин 2, 3, 4, 5.

На фиг. 2 дана динамика изменения объема добываемой нефти (Q^H) и объема сопутствующей воды (Q^B) от объема закачанной в нагнетательную скважину 1 воды (Q_зак) в добывающей скважине 2.

На фиг. 3 дана динамика изменения объема добываемой нефти (Q^H) и объема сопутствующей воды (Q^B) от объема закачанной в нагнетательную скважину 1 воды (Q_зак) в добывающей скважине 3.

На фиг. 4 дана динамика изменения объема добываемой нефти (Q^H) и объема сопутствующей воды (Q^B) от объема закачанной в нагнетательную скважину 1 воды (Q_зак) в добывающей скважине 5.

На фиг. 5 дана динамика изменения объема добываемой нефти (Q^H) и объема сопутствующей воды (Q^B) от объема закачанной в нагнетательную скважину 1 воды (Q_зак) в добывающей скважине 4.

На фиг. 6 представлена конфигурация фронта вытеснения нефти с момента увеличения Q_зак.

Кривая (а) соответствует равномерному распространению фронта вытеснения нефти при Q_зак=Q^max.

Кривая (б) соответствует началу неравномерного распространения фронта вытеснения нефти при Q_зак>Q^max в направлении скважин 3 и 4.

Кривая (в) соответствует неравномерному распространению фронта вытеснения нефти при Q_зак>>Q^max в направлении скважин 3 и 4.

В реальных условиях контролировать расход закачиваемой и отбираемой продукции не представляет затруднений, т.к. практически все скважины оснащены наземными расходомерами, входящими в промысловую компьютезированную систему АСУ-ТП, (автоматизированная система управления технологическим процессом), что позволяет отслеживать эти параметры в реальном масштабе времени.

Анализ промысловых исследований, представленных на фиг. 2-5, показал, что по добывающим скважинам 2 и 5 (фиг. 2 и фиг. 4) наблюдается рост объема отобранной нефти (Q^H) и падение объема сопутствующей воды (Q^B), а по скважинам 3 и 4 (фиг. 3 и фиг. 5) наблюдается экстремальная зависимость между этими параметрами, когда по мере роста объема закачки воды (Q_зак) в нагнетательную скважину 1 наблюдается сначала рост добываемой нефти, а затем - спад, после достижения некоторого максимального значения Q_зак=Q^max, при этом закономерность изменения объема сопутствующей воды (Q^B) носит противоположный характер («зеркальный») (фиг. 3 и фиг. 5).

Экспериментальные исследования показали, что наблюдаемая по скважинам 3 и 4 экстремальная зависимость объясняется причинами проявления техногеннного гидроразрыва пласта, вызванного превышением объема закачки (Q^B) выше допустимого уровня, который привел к скачкообразному проявлению анизотропии проницаемости горной породы, слагающей выбранный участок.

При этом из механики горных пород известно (А.И. Спивак, А.Н. Попов. Механика горных пород. М., Недра, 1975 и П.М. Усачев. Гидравлический разрыв пласта. М., Недра, 1986), что после возникновения трещины гидроразрыва, если опять сбросить давление нагнетания, то произойдет смыкание трещины, и проницаемость пласта станет опять изотропной. Таким образом, процесс раскрытия-закрытия трещины является обратимым. В том случае, когда раскрытость трещины хотят сохранить, то в нее закачивают расклинивающий материал - проппант, и тогда после сброса давления раскрытость трещины сохраняется.

Таким образом, выявлено влияние неоднородности проницаемости горной породы, слагающей участок добычи нефти, на характер приемистости (Q_зак), которую следует учитывать при дальнейшем выборе режима закачки воды в нагнетательную скважину.

На основе полученных результатов следует вывод о том, что объем закачки (Q_зак) на участках месторождения, подтвержденных техногенному гидроразрыву, вызванному превышением его объема, и соответствующего ему давления закачки выше допустимого уровня, следует удерживать ниже величины, вызывающей проявление анизотропии проницаемости объекта закачки, приводящей к возникновению техногенного гидроразрыва.

При реализации заявленного способа производят закачку воды в нагнетательную скважину в интенсивном режиме с мониторингом изменения роста объема добываемой нефти в зависимости от роста объема закачки воды до момента резкого спада объема добываемой нефти, далее фиксируют величину объема закачки воды, при которой произошел указанный спад, и дальнейшую закачку воды в указанной зоне производят в объеме ниже этой установленной величины.

При таком режиме нагнетания воды не происходит ее прорыв по осям анизотропии проницаемости пласта, в зоне которой находятся добывающие скважины, тем самым уменьшается обводненность добываемой продукции.

Примером выполнения способа служит полученная экспериментально зависимость по скважинам 3 и 4 (фиг. 3 и фиг. 5), в которых наблюдается экстремальная зависимость между ростом объема закачки воды (Q_зак) в нагнетательную скважину 1 и начальным ростом добываемой нефти (Q^H) до максимальной величины, а затем - спад, после достижения максимального значения Q_зак=Q^max, при этом закономерность изменения объема сопутствующей воды (Q^B) носит противоположный характер («зеркальный») (фиг. 3 и фиг. 5).

Резкий спад добываемой нефти объясняется явлением техногеннного гидроразрыва пласта, вызванного превышением объема закачки Q_зак выше допустимого уровня, который привел к скачкообразному проявлению анизотропии проницаемости горной породы, слагающей выбранный участок, на которых находятся скважины 3 и 4.

На фиг. 6 представлена конфигурация фронта вытеснения нефти с момента увеличения Q_зак.

Кривая (а) соответствует равномерному распространению фронта вытеснения нефти при Q_зак=Q^max.

Кривая (в) соответствует увеличивающемуся неравномерному распространению фронта вытеснения нефти при Q_зак>>Q^max в направлении скважин 3 и 4.

Динамика изменения конфигурации фронта вытеснения нефти отражает проявление анизотропии пласта в направлении скважин 3 и 4 с момента увеличения объема нагнетаемой воды выше допустимого, вызывающего техногенный разрыв пласта, при котором происходит рост обводненности нефти, что характеризуется кривой (Q^B) на фиг. 3 и фиг. 5.

Способ разработки нефтяной залежи, содержащий закачку вытесняющего агента и отбор нефти через систему нагнетательных и добывающих скважин, изменение режима заводнения в процессе разработки, отличающийся тем, что производят закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину в интенсивном режиме, при этом с помощью наземных средств измерений, входящих в автоматизированную систему управления технологическим процессом, в режиме реального времени осуществляют мониторинг изменения роста объема добываемой нефти в зависимости от роста объема закачки вытесняющего агента до момента резкого спада объема добываемой нефти, далее фиксируют величину объема закачки вытесняющего агента, при которой произошел указанный спад, и дальнейшую закачку в нагнетательную скважину производят в объеме ниже этой установленной величины.

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано в системах добычи и сбора нефти и газа при разработке нефтяных месторождений, особенно на поздних стадиях разработки, когда продукция нефтяных скважин характеризуется большой обводненностью.

Способ кустового сброса и утилизации попутно добываемой воды // 2548459

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для кустового сброса и утилизации попутно добываемой воды на нефтяных месторождениях поздней стадии разработки.

Устройство для закачки жидкости в нагнетательную скважину // 2548286

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено в системе поддержания пластового давления. Устройство включает полый корпус с крышкой, в которой выполнены каналы подачи рабочего агента, и дном с выпускным каналом, расположенным в нем концентрично и имеющем площадь поперечного сечения, большую площади поперечного сечения канала подачи рабочего агента для сообщения полости корпуса с призабойной зоной скважины, подвижный рабочий орган, который образует с корпусом рабочие камеры.

Способ разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором // 2547868

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к внутриконтурному заводнению пластов и поддержанию пластового давления при разработке нефтяных залежей с глиносодержащим коллектором.

Способ разработки нефтяных залежей // 2547860

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки залежей нефти с двумя и более пластами. Способ включает спуск в ствол добывающей скважины ниже уровня жидкости колонны труб с насосами, а также установленными на концах труб фильтрами, отбор продукции из верхнего продуктивного пласта, разделение нефти и воды в стволе скважины, закачивание воды в нижний пласт, подъем нефти на поверхность.

Способ разработки многопластовых нефтяных залежей // 2547857

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки многопластовых залежей нефти. Способ включает спуск в ствол добывающей скважины колонны труб с фильтром ниже уровня жидкости в скважине, отбор продукции из верхнего пласта, разделение нефти и воды в стволе скважины, закачивание воды в нижний пласт, подъем нефти на поверхность.

Система закачки воды в нагнетательные скважины // 2547029

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к системе закачки воды в пласт для вытеснения нефти и поддержания пластового давления. Технический результат - исключение недозакачки воды в низкоприемистые нагнетательные скважины и стабилизация давления в подводящих водоводах.

Система поддержания пластового давления // 2546706

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности к системе закачки воды в пласт для вытеснения нефти и поддержания пластового давления. Технический результат - повышение надежности работы насосов и увеличение межремонтного периода их эксплуатации.

Способ разработки нефтяной малоразведанной залежи // 2546704

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки нефтяной малоразведанной залежи. Технический результат - повышение эффективности разработки нефтяной малоразведанной залежи.

Система кустовой закачки воды в пласт // 2545204

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к системе закачки воды в пласт с целью вытеснения нефти и поддержания пластового давления. Технический результат - минимизация перекачки воды в нагнетательные скважины одной приемистости и исключение недозакачки воды в нагнетательные скважины другой приемистости при оптимизации энергетических затрат на закачку воды в системе кустовой закачки воды в пласт и стабилизации давления в водоводах.

Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами // 2550642

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к области разработки нефтяных залежей горизонтальными скважинами. Технический результат - увеличение нефтеизвлечения за счет выравнивания фронта закачиваемой жидкости в пласт и расширение области применения горизонтальных скважин при различных условиях разработки залежей. По способу осуществляют строительство горизонтальных добывающих скважин, охватывающих залежь, и горизонтальных нагнетательных скважин. Нагнетают вытесняющий агент через нагнетательные скважины и осуществляют отбор продукции добывающими скважинами. Горизонтальные добывающие скважины размещают параллельно друг другу. Между горизонтальными участками и параллельно горизонтальным участкам располагают горизонтальную нагнетательную скважину. Нагнетание в нее начинают от забоя. При снижении приемистости коллекторов на забое горизонтальной нагнетательной скважины до предельно рентабельной неработающий участок горизонтального ствола изолируют последовательно в направлении от забоя к началу горизонтального ствола нагнетательной скважины. При этом горизонтальные добывающие скважины проводят в проницаемом прослое ниже кровли пласта на расстоянии 3-6 м и выше водонефтяного контакта на расстоянии не менее 10 м. Горизонтальную нагнетательную скважину строят равноудаленной от горизонтальных участков добывающих скважин на расстоянии шага проектной сетки. Закачку вытесняющего агента осуществляют с повышением пластового давления на 10-20% по сравнению с зоной отбора. Предусматривают возврат к предыдущим интервалам эксплуатации по истечении времени, достаточного для восстановления и выравнивания фронта закачиваемой жидкости в пласте. Горизонтальные участки добывающих скважин вскрывают в двух интервалах на расстоянии, исключающем их гидродинамическую связь. Отбор продукции производят поочередно. При этом переключение с одного интервала добычи на другой осуществляют при достижении предельно рентабельной обводненности продукции. 6 ил., 1 пр.

Способ увеличения извлечения углеводородов // 2553802

Группа изобретений относится к области интенсификации углеводородов из подземного пласта. Технический результат - повышение эффективности способа. По способу осуществляют установку первого устройства в первую горизонтальную скважину. Нагнетают первую текучую среду в первую горизонтальную скважину через первое устройство. Осуществляют добычу углеводородов из второй горизонтальной скважины, расположенной под первой скважиной. Нагнетают вторую текучую среду в третью скважину, смещенную вбок от каждой из скважин, первой и второй, для вытеснения текучих сред в коллекторе ко второй скважине. При этом продолжают добычу углеводородов из второй скважины. Устанавливают гидравлическую связь между первой, второй и третьей скважинами. Увеличивают давление в первой скважине с использованием второй текучей среды, нагнетаемой в третью скважину. Закрывают первую скважину, когда давление в ней увеличивается второй текучей средой до давления, достаточного для вытеснения углеводородов из второй скважины при их добыче. 4 н. и 25 з.п. ф-лы, 10 ил.

Способ разработки нефтяного месторождения // 2554971

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождения нефти, продуктивные пласты которого представлены терригенным типом коллектора и состоят из двух горизонтов. Технический результат - повышение коэффициента нефтеизвлечения месторождения. По способу разбуривают месторождение по рядной системе с треугольной сеткой скважин. Осуществляют закачку рабочего агента в нагнетательные скважины. Из добывающих скважин осуществляют добычу нефти. На начальном этапе разработки месторождение, продуктивный пласт которого представлен двумя горизонтами, делят центральным разрезающим рядом нагнетательных скважин с расстоянием между скважинами не менее чем 300 м. Центральный разрезающий ряд размещают по линии максимальной структуры залежи, нагнетательные скважины в котором выполняют со вскрытием общим фильтром обоих горизонтов. Ближайший - первый ряд добывающих скважин бурят на расстоянии от центрального ряда не менее чем 500 м. Разбуривание остальных участков пласта проводят с расстоянием между скважинами 300-400 м. После прокачки центральным рядом нагнетательных скважин 0,4-0,7 долей единиц порового объема до ближайших рядов добывающих скважин останавливают не менее чем 90% скважин центрального ряда нагнетательных скважин. После отбора нефти в целом по месторождению более чем на 90% от начальных извлекаемых запасов нефти между центральным разрезающим рядом нагнетательных скважин и ближайшим рядом добывающих бурят уплотняющий ряд добывающих скважин. Скважины самого центрального ряда переводят в добычу по верхнему горизонту. При обводнении добывающих скважин первого ряда до 98% их переводят под нагнетание воды. 2 пр., 2 ил.

Способ разработки обводненных залежей нефти свч электромагнитным воздействием (варианты) // 2555731

Группа изобретений относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использована для повышения нефтеотдачи пласта при разработке обводненных залежей с вязкой нефтью и битума на поздней стадии разработки. Способ включает вскрытие пласта с возможностью перевода добывающей скважины в нагнетательную, обработку пласта, выдержку скважины без какого-либо воздействия, отбор нефти из пласта. Причем в нагнетательную скважину спускают систему СВЧ электромагнитных генераторов с частотой излучения 2,5 ГГц, соединенную со щелевой антенной посредством фидера. Длину щелевой антенны выбирают равной толщине водоносной области пласта. В режиме нагнетания осуществляют закачку воды в пласт с одновременным воздействием на пласт СВЧ электромагнитным полем, мощность излучения определяется временем нагрева закачиваемой воды в забое скважины до необходимой температуры. При заполнении 5-10% объема порового пространства пласта осуществляют выдержку скважины, переводят скважину в добывающую и проводят отбор жидкости из добывающей скважины. Техническим результатом является повышение эффективности и рентабельности разработки обводненных залежей высоковязкой нефти, интенсификация нефтедобычи в обводненных залежах высоковязкой нефти за счет повышения охвата воздействием на пласт нагревом в призабойной зоне пласта добывающих скважин. 2 н.п. ф-лы, 3 ил.

Способ разработки нефтяных месторождений // 2556094

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта за счет более эффективного и рационального размещения сетки скважин на площади месторождения с учетом тектонических и геомеханических условий залегания продуктивных пород. По способу осуществляют геофизические исследования разведочных скважин методом кросс-дипольного акустического каротажа. Отбирают ориентированный керн с последующим определением направлений естественной трещиноватости. Определяют региональные направления максимальных напряжений нефтенасыщенных пород. По полученным результатам размещают нагнетательные скважины вдоль региональных направлений максимальных напряжений. Между нагнетательными скважинами размещают добывающие скважины с образованием системы разработки. Часть нагнетательных скважин, попадающих в зоны тектонических нарушений и ближе 200 м, вводят в эксплуатацию как добывающие с последующим переводом под нагнетательные скважины. Добывающие скважины, при их обводнении выше порога рентабельности и при необходимости поддержания пластового давления в месторождении, переводят в нагнетательные скважины. Перевод скважин осуществляют таким образом, чтобы они постепенно образовывали сплошные ряды нагнетательных скважин вдоль региональных направлений максимальных напряжений нефтенасыщенных пород и обеспечивали равномерное вытеснение нефти. 2 з.п. ф-лы, 3 табл., 8 ил.

Способ разработки многопластового нефтяного месторождения // 2557282

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластового нефтяного месторождения. Технический результат - повышение нефтеотдачи месторождения. При разработке многопластового нефтяного месторождения ведут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины общим фильтром. Отбор пластовой продукции через добывающие скважины тоже ведут общим фильтром. Разрабатывают верхний пласт в режиме компенсации отбора закачкой рабочего агента при давлении нагнетания в соответствии с приемистостью пласта. Вблизи нагнетательной скважины организуют шурф и закачивают рабочий агент через шурф в нагнетательную скважину с повышенным давлением закачки, достаточным для поступления рабочего агента как в верхний, так и в нижний пласт. Добывающие скважины эксплуатируют в режиме постоянного забойного давления. После реагирования добывающих скважин на повышение давления закачки рабочего агента продолжают разработку в режиме компенсации отбора закачкой рабочего агента. Производят перераспределение компенсации отбора по двум пластам одновременно от добывающих скважин с высокой обводненностью пластовой продукции и высоким забойным давлением к добывающим скважинам с низкой обводненностью и низким забойным давлением. Для этого на добывающих скважинах с увеличивающейся обводненностью пластовой продукции уменьшают время работы насосного оборудования при постоянном забойном давлении. На добывающих скважинах с низкой обводненностью увеличивают время работы насосного оборудования при постоянном забойном давлении. 1 пр.

Способ разработки купольной нефтяной залежи на заключительной стадии эксплуатации // 2557284

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке купольной нефтяной залежи на заключительной стадии эксплуатации. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи. В способе разработки купольной нефтяной залежи на заключительной стадии эксплуатации ведут отбор пластовой продукции через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Выбирают локальный участок залежи согласно разности гипсометрических отметок между по крайней мере одной добывающей и по крайней мере одной нагнетательной скважиной на величину от 3 м и более. В добывающей скважине производят замену стандартного глубинно-насосного оборудования на глубинно-насосное оборудование с возможностью эксплуатации по времени в течение суток. При обнаружении изменения обводненности на 10-15% производят ограничение по объему извлекаемой пластовой продукции за счет изменения времени работы насосного оборудования в течение суток. При этом на участке нагнетательной скважины производят ограничение закачки либо полную остановку скважины. Производят периодические замеры изменения режима эксплуатации добывающей скважины по обводненности. При снижении обводненности продолжают эксплуатацию в упругом режиме без запуска влияющей нагнетательной скважины. Производят повторные периодические замеры обводненности и изменения забойного давления в добывающей скважине. При снижении забойного давления на 5% и более относительно первоначально замеренной величины производят запуск в работу нагнетательной скважины и продолжают контролировать изменение основных параметров по обводненности и забойному давлению в добывающей скважине. 1 пр.

Способ регулирования разработки нефтяной залежи // 2558093

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к способам регулирования разработки нефтяных месторождений. Технический результат - повышение коэффициента извлечения нефти за счет оптимизации режимов работы нагнетательных скважин и отбора продукции из добывающих скважин. По способу выделяют участок месторождения с гидродинамически связанными скважинами. Отбирают продукцию из добывающих скважин с анализом по дебиту. Осуществляют закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины с определением контуров взаимовлияния скважин и корректировкой дебитов добывающих скважин. Анализ по дебитам добывающих скважин и закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины проводят на основе выявленных взаимосвязей нагнетательных скважин с соответствующими добывающими скважинами по их суммарному дебиту. Учитывают реальную эксплуатацию на выделенных участках с использованием исторических баз данных от года до 20 лет с шагом 1-3 месяца и текущие данные за время проведения оптимизационных работ. Регулировку дебитов из добывающих скважин производят изменением объемов и перераспределением закачки в нагнетательные скважины с учетом взаимовлияния соответствующих добывающих и нагнетательных скважин. Суммарный объем закачки изменяют не более чем на 10%. Производят регулирование циклов режимов отбора и восстановления давления на добывающих скважинах, включающее время циклического форсированного отбора продукции в течениие 2-3 месяцев из добывающих скважин с сохраняющейся или незначительно повышающейся обводненностью с последующим восстановлением давления в этих скважинах. При этом остаточные запасы вырабатывают с использованием действующего фонда скважин с увеличением суммарного дебита и снижения общей обводненности продукции. Потоки движения жидкости перераспределяют до выработки остаточных запасов нефти. 4 ил., 1 пр.

Способ разработки многопластового нефтяного месторождения // 2558546

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи. Технический результат - повышение нефтеотдачи. При разработке многопластового нефтяного месторождения осуществляют отбор пластовой продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и проведение гидроразрыва пласта в нагнетательной скважине. До проведения гидроразрыва пласта проводят закачку рабочего агента в нижний продуктивный пласт при отсутствии приема рабочего агента верхним продуктивным пластом. В нагнетательной скважине проводят гидроразрыв верхнего продуктивного пласта. Разобщают продуктивные пласты и организуют раздельную закачку рабочего агента в продуктивные пласты. Вблизи нагнетательной скважины организуют шурф и закачивают рабочий агент через шурф в верхний продуктивный пласт с повышенным давлением закачки. При увеличении забойного давления в реагирующей добывающей скважине увеличивают отбор пластовой продукции. Регулируют режимы работы скважин отдельно по каждому продуктивному пласту и добиваются оптимальной компенсации отбора. Продолжают разработку с поддержанием оптимальной компенсации отбора по каждому продуктивному пласту. 1 пр.

Способ разработки нефтяной залежи // 2559990

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Технический результат - увеличение нефтеотдачи залежи. Способ включает отбор пластовой продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и проведение гидроразрыва пласта в добывающей скважине. При этом до проведения гидроразрыва пласта в добывающей скважине разрабатывают нефтяную залежь с поддержанием оптимальной компенсации отбора пластовой продукции закачкой рабочего агента в диапазоне 110-125%. После гидроразрыва пласта эксплуатируют добывающую скважину с повышенным дебитом. До изменения оптимальной компенсации отбора, определяемой при достижении фронта изменения пластового давления от добывающей скважины до нагнетательной, вблизи нагнетательной скважины организуют шурф с насосом повышенного давления и объема закачки. Закачивают рабочий агент через шурф в нагнетательную скважину с повышенным давлением закачки. Повышают пластовое давление от нагнетательной скважины по залежи до достижения фронта пониженного давления от добывающей скважины. Добиваются оптимальной компенсации отбора. Продолжают разработку с поддержанием оптимальной компенсации отбора пластовой продукции закачкой рабочего агента в диапазоне 110-125%. 1 пр.