Способ размещения скважин в низкопроницаемых залежах с подстилающей контурной водой

Авторы патента:

Муртазин Рамиль Равилевич (RU)

Колонских Александр Валерьевич (RU)

Жилко Елена Юрьевна (RU)

Мухаметов Айбулат Фаритович (RU)

E21B43/30 - особая сетка размещения скважин, например с целью выбора оптимального варианта (добыча нефти с использованием вспомогательных станций E21B 43/017)

Владельцы патента RU 2602254:

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

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. По способу на базе лабораторных исследований по определению зависимости капиллярного давления от водонасыщенности на образцах с различной проницаемостью строят зависимость эффективной проницаемости от эффективной пористости по газу. Затем строят J-функцию Леверетта и находят зависимость водонасыщенности - газонасыщенности от уровня газоводяного контакта - ГВК, пористости и проницаемости. Далее строят карты проницаемости, пористости, поверхности ГВК и водонасыщенности. На основе карт пористости и водонасыщенности строят карту эффективной пористости по газу. На основе карты эффективной пористости по газу строят карту эффективной газопроницаемости. Накладывают квадратную сетку на карту эффективной газопроницаемости и выделяют ячейки с ненулевыми значениями эффективной газопроницаемости, которые будут представлять собой дренируемую газовую зону. Располагают скважины в центральной - сводовой - части залежи. При размещении скважин учитывают недренируемые площади газоносности. 1 пр., 8 ил.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к разработке газовых месторождений, и способствует повышению эффективности добычи газа низкопроницаемых залежей с подстилающей контурной водой и устойчивой производительности скважин.

Известны несколько способов размещения скважин по площади газовой залежи с подстилающей контурной водой. В работе [Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных, и нефтегазоконденсатных месторождений. - М.: «Струна», 1998. 138-140 с.] проанализированы два способа размещения скважин: равномерное по залежи и размещение в центральной (сводовой) части залежи. Каждая система имеет свои преимущества и недостатки, но при любой системе размещения скважин на площади газоносности необходимо проводить исследовательские работы по возможности дренирования продуктивных залежей по разрезу в целях предотвращения преждевременного обводнения и остановки скважин при их эксплуатации. Все это способствует повышению коэффициента извлечения газа и увеличению безводного периода эксплуатации скважин.

В работе [Шмыгля П.Т. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1967, стр. 189-194] рассмотрены два варианта размещения скважин в круговой газовой залежи при упругом водонапорном режиме: равномерное по площади и групповое центральное размещение скважин. Исследуют керны с различными значениями пористости и проницаемости и определяют отношение проницаемостей газо- и водонасыщенынных зон. В зависимости от соотношения проницаемостей газонасыщенной и водонапорной систем определяют вариант зоны размещения скважин. При определенных соотношениях рассматриваемых проницаемостей может оказаться рациональным групповое центральное размещение скважин, так как равномерное размещение может вызвать большое влияние краевых вод на разработку месторождения. Преимущество размещения скважин в центральной (сводовой) части залежи в отличие от равномерной в том, что сокращаются затраты на обустройство промысла. В целом задача размещения скважин решается моделированием с проведением технико-экономического обоснования с учетом проницаемости и пористости газо- и водонасьпценных зон.

Недостатком заявленных способов является то, что при размещении скважин в сводовой (центральной) части залежи не учитывается недренируемая площадь газоносности. С уменьшением проницаемости породы пласта высота переходной зоны от уровня ГВК (газоводяного контакта) растет, тем самым площадь газоносной части залежи, охватываемая подвижной водой, увеличивается. На данном участке площади уменьшается эффективная проницаемость скважин, а также увеличивается риск поступления воды к призабойной зоне. Также следует отметить, что на месторождениях, сложенных заглинизированными терригенными коллекторами, при контакте с водой глинистые породы набухают, в результате чего значительно снижается проницаемость призабойной зоны и резко падает продуктивность скважины, вплоть до ее полной остановки. Особенно это касается пластовых глин, относящихся к типу монтмориллонитовых и отличающихся наибольшей способностью к набуханию.

Стоит задача повышения эффективности размещения скважин низкопроницаемых газовых залежей с подстилающей контурной водой за счет определении местоположения участков с ненулевой эффективной газопроницаемостью.

Поставленная задача решается тем, что в способе размещения скважин в низкопроницаемых залежах с подстилающей контурной водой, включающем проведение исследований кернов с различными значениями пористости и проницаемости, определение проницаемостей газо- и водонасыщенной зоны и на их основе принятие решения о размещении скважин, согласно изобретению на кернах различной проницаемости проводят капиллярные исследования - определяют относительные фазовые проницаемости и зависимость капиллярного давления от водонасыщенности, по результатам исследований определяют зависимость эффективной проницаемости от эффективной пористости, по результатам капиллярных исследований строят J-функцию Леверетта и находят зависимость водонасыщенности (газонасыщенности) от уровня ГВК, пористости и проницаемости, строят карты поверхности ГВК, проницаемости, пористости, на их основе строят карту водонасыщенности, далее на основе карт водонасыщенности и пористости строят карту эффективной пористости по газу, после чего, используя зависимость эффективной проницаемости от эффективной пористости по газу, строят карту эффективной газопроницаемости, затем на нее накладывают квадратную сетку, выделяют ячейки с ненулевым значением эффективной газопроницаемости, которые представляют собой дренируемую газом зону коллектора на площади газоносности для размещения планируемых скважин.

Способ осуществляется следующим образом.

1. Для получения проницаемостей газо- и водонасыщенной зон проводят серию капиллярных лабораторных исследований по определению относительных фазовых проницаемостей и капиллярных свойств (зависимость капиллярного давления от водонасыщенности) на образцах с различной проницаемостью.

2. Строят зависимость эффективной проницаемости от эффективной пористости по газу.

3. Строят J-функцию Леверетта [Амикс Д., Басе Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта. М.: Гостоптехиздат, 1962, 572 стр.] и из равенства каппилярных сил и сил тяжести находят зависимость водонасыщенности (газонасыщенности) от уровня ГВК, пористости и проницаемости.

4. Строят карты проницаемости, пористости, поверхности ГВК. На основе данных карт по полученной в п. 3 зависимости водонасыщенности от уровня ГВК, пористости и проницаемости строят карту водонасыщенности. На основе карт пористости и водонасыщенности строят карту эффективной пористости по газу.

5. На основе карты эффективной пористости по газу по полученной в п. 2 зависимости строят карту эффективной газопроницаемости.

6. Накладывают квадратную сетку на карту эффективной газопроницаемости. Размеры сетки будут зависеть от необходимой степени точности получаемых результатов. Чем меньше размер ячейки сетки, тем более точны результаты расчета на единицу площади залежи.

7. Выделяют ячейки с ненулевыми значениями эффективной газопроницаемости, которые будут представлять собой дренируемую газовую зону.

8. Располагают скважины в центральной (сводовой) части залежи, но при размещении скважин учитывают дренируемые площади газоносности.

Осуществление способа иллюстрируется следующими материалами.

Фиг. 1 - схема газовой залежи с подстилающей контурной водой. Показаны дренируемые и недренируемые участки залежи.

Фиг. 2 - зависимость эффективной проницаемости от эффективной пористости на образцах керна.

Фиг. 3 - J-функция по результатам капиллярных исследований керна исследуемой залежи.

Фиг. 4 - карта проницаемости по газу.

Фиг. 5 - карта пористости по газу.

Фиг. 6 - карта водонасыщенности.

Фиг. 7 - карта эффективной пористости по газу.

Фиг. 8 - карта эффективной проницаемости по газу.

Пример.

Газовая залежь находится на стадии начальной разработки. Залежь характеризуется высокой расчлененностью и неоднородностью со следующими геолого-геофизическими параметрами: средняя глубина залегания - 1100 м, среднее значение: эффективной газонасыщенной толщины - 20 м, коэффициента проницаемости по газу -1.4 мД, коэффициента пористости - 0.25, коэффициента газонасыщенности - 0.54, начальное пластовое давление -11.2 МПа.

Для определения дренируемых газовых зон рассматриваемой залежи необходимо получить зависимость эффективной проницаемости от эффективной пористости. Для построения этой зависимости была проведена серия лабораторных исследований по определению относительных фазовых проницаемостей на образцах керна различной проницаемостью. Было выполнено 40 экспериментов по измерению эффективной проницаемости на образцах керна, по результатам которых была выявлена зависимость, показанная на фиг. 2. Анализ зависимости показывает, что порода становится практически непроницаемой после снижения эффективной пористости до значения 2,5% и менее.

По результатам капиллярных экспериментов на керне исследуемой залежи строим J-функцию (фиг. 3)

где a=0.28, b=1.4, J₀=-0.9 определены по результатам аппроксимации экспериментальных данных, S_W - водонасыщенность, д. ед. Водонасыщенность определяем из следующего выражения:

По определению J-функции [Амикс Д., Басе Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта. М.: Гостоптехиздат, 1962, 572 стр.]

где p_c - капиллярное давление, Па; k - проницаемость, м²; φ - пористость, д. ед; u - угол смачивания, считаем u=0. Поверхностное натяжения системы газ - вода при барометрических условиях пласта Т (110 атм, 26°C) составляет y=0.06 Н/м [Брилл Дж.П., Мукерджи X. Многофазный поток в скважинах. 2006. С. 300]. Из равенства каппилярных сил и сил тяжести получим

где ρ_в - плотность воды, кг/м³; ρ_г - плотность газа в пластовых условиях, кг/м³; g=9.81 м/с² - ускорение свободного падения, Δh - высота над ГВК.

Подставляя правую часть уравнения (5) в (4) и (4) в (3), получим зависимость водонасыщенности от уровня ГВК, пористости и проницаемости

Газонасыщенность определяется как

В геологической модели, имеющей шаг сетки 100 м, строят карты проницаемости (фиг. 4), пористости (фиг. 5), поверхности ГВК (в модели значение газоводяного контакта принято 1115.74 м (абс. отметка - 1058,6 м)). На основе данных карт по полученной формуле (6) строят карту водонасыщенности (фиг. 6). На основе карт пористости и водонасыщенности строят карту эффективной пористости по газу (фиг. 7) по формуле

По полученной зависимости эффективной газопроницаемости от эффективной пористости по газу строят карту эффективной газопроницаемости (фиг. 8). Накладывают квадратную сетку на карту эффективной газопроницаемости (разрешение чертежа не позволяет видеть ячейки сетки, так как сетка достаточно мелкая). Ячейки, в которых значения эффективной газопроницаемости имеют ненулевые значения, будут являться дренируемыми газовыми зонами. На фиг. 9 светлые участки являются дренируемыми газовыми зонами, а темные - недренируемыми зонами. Именно в дренируемых зонах, расположение которых определяют описанным способом, и предлагается разместить планируемые скважины.

Таким образом, предлагаемый способ размещения скважин в низкопроницаемых залежах с подстилающей контурной водой позволяет эффективно определить местоположение дренируемых участков низкопроницаемых газовых залежей.

Повышаются технико-экономические показатели разработки месторождения за счет более рационального размещения скважин, повышается время их устойчивой производительной работы.

Способ размещения скважин в низкопроницаемых залежах с подстилающей контурной водой, включающий проведение исследований кернов с различными значениями пористости и проницаемости, определение проницаемостей газо- и водонасыщенной зоны и на их основе принятие решения о размещении скважин, отличающийся тем, что на кернах различной проницаемости проводят капиллярные исследования - определяют относительные фазовые проницаемости и зависимости капиллярного давления от водонасыщенности, по результатам потоковых исследований определяют зависимость эффективной проницаемости от эффективной пористости, по результатам капиллярных исследований строят J-функцию Леверетта и находят зависимость водонасыщенности - газонасыщенности от уровня газоводяного контакта - ГВК, пористости и проницаемости, строят карты поверхности ГВК, проницаемости, пористости, на их основе строят карту водонасыщенности, далее на основе карт водонасыщенности и пористости строят карту эффективной пористости по газу, после чего, используя зависимость эффективной проницаемости от эффективной пористости по газу, строят карту эффективной газопроницаемости, затем на нее накладывают квадратную сетку, выделяют ячейки с ненулевым значением эффективной газопроницаемости, которые представляют собой дренируемую газом зону коллектора на площади газоносности, где размещают скважины.

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.

Способ оптимального размещения горизонтальных скважин и программный носитель информации // 2600095

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.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти системой скважин с боковыми горизонтальными стволами // 2599995

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

Подземная скважинная система со множеством дренажных скважин, отходящих от эксплуатационной скважины, и способ ее использования // 2599649

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для разработки линзовидных зон подземного пласта. Дренажные скважины могут быть использованы для направления текучей среды к центральной эксплуатационной скважине в подземной скважинной системе.

Способ разработки залежи с трещиноватыми коллекторами // 2595106

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к области разработки карбонатных коллекторов с трещинно-каверновым типом пустотного пространства в пределах сводовой части структуры при наличии сводовой кальдеры.

Способ разработки многопластовых залежей нефти // 2580671

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовой залежи нефти, пласты которой совпадают в структурном плане.

Способ разработки нефтяной залежи // 2580562

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений с максимальным учетом текущих давлений разбуриваемого участка нефтяной залежи.

Способ разработки трещинно-порового слоистого коллектора // 2574890

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородных по толщине слоистых трещинно-поровых карбонатных коллекторов с заводнением.

Способ разработки нефтяной залежи многозабойными горизонтальными скважинами // 2569521

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с естественной трещиноватостью, продуктивные коллекторы которых состоят из двух пропластков, совпадающих в структурном плане.

Способ разработки нефтяных залежей // 2569520

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти, продуктивные коллекторы которых состоят из двух пропластков, совпадающих в структурном плане.

Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения // 2603867

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. Выделяют зоны высокой и низкой проницаемости. Нагнетательные скважины размещают по одну сторону, а добывающие скважины - по другую сторону от зоны низкой проницаемости. Выполняют уплотнение сетки скважин бурением дополнительной нагнетательной скважины вблизи и напротив центральной части зоны низкой проницаемости со стороны добывающих скважин. Закачивают рабочий агент через дополнительную нагнетательную скважину в постоянном режиме, добывающую скважину, ближайшую к дополнительной нагнетательной скважине, останавливают до повышения пластового давления. Останавливают дополнительную нагнетательную скважину, запускают в работу остановленную добывающую скважину, а прочие добывающие скважины вдоль зоны низкой проницаемости останавливают. Дожидаются восстановления пластового давления на участке с высокой проницаемостью за счет закачки нагнетательных скважин, запускают остановленные добывающие скважины. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи месторождения.1 ил.

Способ разработки нефтяной оторочки и подгазовой зоны сложно построенных залежей // 2606740

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. Технический результат - повышение эффективности извлечения продукции скважин. По способу отбирают пробы нефти и/или газа. Определяют компонентный состав отобранных проб и значение критического давления, при котором происходит испарение нефти в газ. Затем для рассматриваемой залежи создают трехмерную геологическую и многокомпонентную фильтрационную модель продуктивного пласта. На основе ее размещают добывающие и газо-нагнетательные скважины. Проводку их осуществляют в зависимости от водонефтяного контакта и газонефтяного контакта. При этом нефтяную оторочку между уровнями водонефтяного и газонефтяного контактов разбуривают нагнетательными скважинами. В них закачивают сухой газ. Закачивание сухого газа осуществляют с забойным давлением, превышающим критическое давление испарения нефти, определенное по результатам эксперимента. Газонасыщенную зону выше уровня газонефтяного контакта разбуривают добывающими скважинами. Через них добывают испаренную нефть совместно с газом и конденсатом. 4 пр., 2 табл., 2 ил.

Способ разработки нефтегазовых залежей // 2610485

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. Технический результат - интенсификация добычи нефти и возможность контроля за перемещением газонефтяного контакта для уменьшения интенсивности конусообразования газа из газовой шапки при разработке подгазовых оторочек нефти. По способу осуществляют бурение горизонтальных добывающих скважин. В горизонтальном участке нефтедобывающих скважин устанавливают заколонные пакеры и автономные или регулируемые устройства контроля притока с созданием в нефтенасыщенном интервале не менее 3-х изолированных друг от друга секций. Дополнительно в нефтяной оторочке бурят нагнетательные горизонтальные скважины. Через них до начала работы нефтедобывающих скважин осуществляют закачку нагнетательного агента для создания в области добычи нефти давления выше начального пластового. Этим формируют основной приток флюида в нефтедобывающие скважины по латеральному направлению. Добычу газа производят через одну или несколько горизонтальных скважин в газовой шапке, расположенных под углом или перпендикулярно нефтедобывающим скважинам. Добычу осуществляют в объемах, которые позволяют создать в газовой шапке воронку депрессии над районом добычи жидких флюидов в нефтяной части в районе нефтедобывающих скважин. Этим поддерживают стабильность газонефтяного контакта с отсрочкой времени формирования конуса газа. В конструкции газовых скважин предусматривают глухие вставки, расположенные над нагнетательными скважинами, длиной не менее одного расстояния между нефтедобывающей и нагнетательной скважинами, предотвращающие добычу флюидов в этих интервалах. 2 з.п. ф-лы, 4 ил., 2 табл.

Способ разработки зонально-неоднородных нефтяных коллекторов импульсным низкоминерализованным заводнением // 2616010

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке зонально-неоднородных нефтяных коллекторов импульсной закачкой низкоминерализованной воды. Технический результат - повышение нефтеотдачи зонально-неоднородных нефтяных коллекторов. По способу осуществляют циклическое повышение и снижение давления закачки рабочего агента в нагнетательных скважинах. В качестве рабочего агента применяют низкоминерализованную воду. Нагнетательную скважину размещают в центре. Вокруг этой скважины размещают добывающие скважины. Разброс проницаемости нефтенасыщенного коллектора по площади очага допускают не менее чем 30%. Низкоминерализованную воду используют с поверхностных водоемов – рек, озер, морей. Эту воду предварительно обеззараживают и фильтруют до размеров твердых взвешенных частиц не более 0,1 от среднего размера пор коллектора с минимальной проницаемостью. Закачку воды начинают вести в нагнетательную скважину с постепенным повышением расхода от нуля до значения, при котором давление закачки составляет (0,7-0,8)·Ргор, где Ргор – вертикальное горное давление вышележащих пород. Затем расход уменьшают до значения, при котором давление закачки составляет (0,1-0,2)·Ргор. Циклы увеличения–уменьшения расхода низкоминерализованной воды повторяют многократно. Скорость как увеличения, так и уменьшения расхода задают одинаковой в диапазоне 2-50 м3/сут на одну нагнетательную скважину. Соотношение забойных давлений в добывающих скважинах очага устанавливают обратно пропорциональным произведению проницаемости их коллектора на толщину пласта.

Способ разработки плотных карбонатных коллекторов // 2616016

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено при разработке мощных плотных карбонатных нефтяных коллекторов с применением многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП). Способ включает бурение горизонтальных скважин, цементирование в горизонтальном стволе кольцевого пространства между обсадной колонной и коллектором, вторичное вскрытие залежи с ориентированным направлением перфорационных отверстий, проведение МГРП, применение пакеров для разделения горизонтальных стволов на участки, отбор продукции из горизонтальных скважин. Согласно изобретению выбирают нефтенасыщенный коллектор со средней толщиной H≥50 м и средней абсолютной проницаемостью не более 2 мД, коллектор разбуривают параллельными горизонтальными скважинами, горизонтальные стволы которых направлены перпендикулярно вектору главного максимального напряжения коллектора. Горизонтальные стволы размещают по вертикали в три ряда на равном расстоянии друг от друга h = (0,25-0,45)·Н. Горизонтальные стволы среднего ряда располагают в плане между горизонтальными стволами верхнего и нижнего рядов на расстоянии x = (1-5)·h по горизонтали. Длину каждого горизонтального ствола выполняют равной l ≥ 8·h. В скважинах верхнего ряда вдоль по горизонтальному стволу перфорируют нижнюю половину окружности эксплуатационной колонны и цементного камня, в скважинах нижнего ряда – верхнюю, в скважинах среднего ряда горизонтальные стволы перфорируют по всей площади. Во всех скважинах проводят кислотный МГРП с расстоянием между ступенями не более 50 м. Причем в плане местоположение каждой ступени МГРП в соседних скважинах выполняют в шахматном порядке. Скорость и объем закачиваемой кислоты определяют из условий, во-первых, образования структуры растворения карбонатов, представляющей собой разветвленные полости, во-вторых, полудлиной трещин a = (0,5-1,0)·х и полувысотой трещин с = (0,5-1,0)·h. После МГРП скважины верхнего и нижнего рядов - добывающие скважины - осваивают и пускают в добычу. При каждом снижении дебита нефти добывающих скважин ниже экономически рентабельного значения данные скважины останавливают, в скважины среднего ряда - нагнетательные скважины - закачивают газ до тех пор, пока давление закачки не вырастет как минимум в три раза, после чего остановленные добывающие скважины пускают в работу. Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи мощных плотных карбонатных нефтяных коллекторов. 3 ил.

Способ определения максимальной длины горизонтального ствола в условиях каверново-трещинного карбонатного нефтегазонасыщенного пласта с аномально низким пластовым давлением // 2617820

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. Способ включает определение коэффициентов аномальности, гидроразрыва, поглощения, глубины по стволу, глубины вертикальной, плотности бурового раствора, эквивалентной циркуляционной плотности с учетом распределения по стволу. При этом проводят определение и анализ градаций проницаемости каверново-трещинного пласта на основе ранее пробуренных скважин, далее строят график диапазонов допустимых депрессий/репрессий; дополнительно оценивают диапазон колебания эквивалентной циркуляционной плотности в конкретной точке горизонтального ствола скважины на основе фактических замеров колебаний забойного давления в скважине, рассчитывают эквивалентную циркуляционную плотность с учетом колебаний забойного давления, характеризующуюся на графиках толщиной линии; затем строят график совмещенных давлений для интервала горизонтального ствола и, исходя из графика, на пересечении диапазонов допустимых репрессий/депрессий и диапазона эквивалентной циркуляционной плотности определяют максимально возможную длину горизонтального ствола. 4 ил.

Способ разработки низкопроницаемой залежи // 2624944

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.

Способ разработки нефтяной залежи // 2635926

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам извлечения нефти посредствам определенного размещения проектного фонда горизонтальных скважин, и может найти применение при формировании системы разработки нефтяных залежей, а так же нефтяных оторочек залежей с газовыми шапками. Технический результат – повышение эффективности способа. По способу осуществляют бурение добывающих и нагнетательных скважин. Осуществляют закачку вытесняющей жидкости через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. Нефтяную залежь разрабатывают на основе площадной, обращенной семиточечной системы, которую преобразуют в систему с горизонтальными скважинами. Для этого определяют исходную сетку наклонно-направленных скважин. Далее по центру между двумя нагнетательными наклонно-направленными скважинами размещают горизонтальную с необходимой длиной ствола. На расстоянии в один шаг сетки заменяют наклонно-направленные добывающие скважины на горизонтальные с аналогичным азимутом ствола. Полученную сетку скважин характеризуют выдержанным расстоянием между скважинами, аналогичным исходной сетке. Полученный элемент разработки - ячейка из семи горизонтальных скважин. В рамках данной системы возможно менять конструкцию скважин с горизонтальной на многозабойную для уплотнения сетки и увеличения охвата залежи по площади и разрезу, а также менять направление горизонтальных участков. Их можно развернуть на необходимый угол для достижения целей разработки. Данная система является замкнутой и позволяет вводить в разработку скважины по ячейкам. 2 з.п. ф-лы,1 ил.