EA030026B1 - Способ разработки засоленного низкопроницаемого нефтяного пласта - Google Patents
Способ разработки засоленного низкопроницаемого нефтяного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- EA030026B1 EA030026B1 EA201600006A EA201600006A EA030026B1 EA 030026 B1 EA030026 B1 EA 030026B1 EA 201600006 A EA201600006 A EA 201600006A EA 201600006 A EA201600006 A EA 201600006A EA 030026 B1 EA030026 B1 EA 030026B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- reservoir
- formation
- working agent
- well
- interval
- Prior art date
Links
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к разработке углеводородсодержащих залежей, сложенных низкопроницаемыми породами-коллекторами, поры, трещины и каверны которых частично выполнены галитовым или карбонатно-сульфатным цементом и катагенетическими минералами галита, кальцита, ангидрита. Способ включает растворение указанных минералов подкисленной пресной или слабо минерализованной водой путем циклического воздействия на пласт через скважину, в режиме низкочастотных пульсаций при постоянном забойном давлении до снижения приемистости скважины в 2-8 раз, остановку скважины на время растворения растворимых включений, отбор жидкости из пласта через эту же скважину при минимальном постоянном забойном давлении до извлечения на поверхность жидкости объемом не менее 1,1-1,5 объемов закачанного перед этим в пласт рабочего агента; повторение циклов воздействия до полного охвата пласта воздействием. Причем по окончании предыдущего цикла воздействия оценивают интенсивность поступления жидкости из каждого интервала коллекторов, по которой определяют возможную глубину воздействия рабочего агента на каждый интервал пласта. Затем перед началом следующего цикла воздействия в интервалах коллекторов, из которых отсутствует поступление жидкости, выполняют в разных направлениях от скважины сеть радиальных каналов с глубиной проникновения в пласт не менее глубины воздействия рабочего агента на интервалы с максимальной интенсивностью притока жидкости в период предыдущего цикла воздействия на пласт. Технический результат заключается в увеличении нефтеотдачи пласта.
Description
Изобретение относится к разработке углеводородсодержащих залежей, сложенных низкопроницаемыми породами-коллекторами, поры, трещины и каверны которых частично выполнены галитовым или карбонатно-сульфатным цементом и катагенетическими минералами галита, кальцита, ангидрита. Способ включает растворение указанных минералов подкисленной пресной или слабо минерализованной водой путем циклического воздействия на пласт через скважину, в режиме низкочастотных пульсаций при постоянном забойном давлении до снижения приемистости скважины в 2-8 раз, остановку скважины на время растворения растворимых включений, отбор жидкости из пласта через эту же скважину при минимальном постоянном забойном давлении до извлечения на поверхность жидкости объемом не менее 1,1-1,5 объемов закачанного перед этим в пласт рабочего агента; повторение циклов воздействия до полного охвата пласта воздействием. Причем по окончании предыдущего цикла воздействия оценивают интенсивность поступления жидкости из каждого интервала коллекторов, по которой определяют возможную глубину воздействия рабочего агента на каждый интервал пласта. Затем перед началом следующего цикла воздействия в интервалах коллекторов, из которых отсутствует поступление жидкости, выполняют в разных направлениях от скважины сеть радиальных каналов с глубиной проникновения в пласт не менее глубины воздействия рабочего агента на интервалы с максимальной интенсивностью притока жидкости в период предыдущего цикла воздействия на пласт. Технический результат заключается в увеличении нефтеотдачи пласта.
030026
Изобретение относится к разработке углеводородсодержащих залежей, сложенных низкопроницаемыми породами-коллекторами, поры, трещины и каверны которых повсеместно или в отдельных интервалах (участках) пласта частично выполнены галитовым или карбонатно-сульфатным цементом и катагенетическими минералами галита, кальцита, ангидрита.
Известен способ разработки нефтяной низкопроницаемой залежи с применением гидравлического разрыва пласта (ГРП) [1], который включает вскрытие нефтяной залежи вертикальной скважиной, проводку бокового горизонтального ствола, проведение многократного гидравлического разрыва пласта.
Недостатком данного способа является то, что после ГРП в разработку низкопроницаемого засоленного пласта включаются только его небольшие зоны вокруг созданных трещин. Основной массив пласта практически не работает из-за затрудненной связи с трещинами ГРП, залеченными катагенетическими минералами каналов фильтрации.
Известен способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта [2], содержащего твердую соль хлорида натрия, путем закачки в нее пресной воды, причем сначала воду закачивают в объеме призабойной зоны, оставляют в состоянии покоя на время растворения соли, затем скважину пускают на самоизлив. При начальной низкой степени заполнения порового пространства солью закачку воды в призабойную зону ведут до содержания хлорида натрия в изливаемой воде не более 1%, а затем производят кислотную обработку пласта. Излившуюся воду утилизируют путем подачи в водовод нагнетательной скважины.
Недостатком данного способа является его целенаправленное воздействие только на призабойную зону нефтяного пласта вне зависимости от проницаемости всего пласта. Общеизвестно, что повышение проницаемости низко проницаемого засоленного пласта в призабойной зоне добывающей скважины приводит лишь к кратковременному росту ее продуктивности. Кроме того, в условиях весьма неоднородных по фильтрационно-емкостным свойствам пластов обработке призабойной зоны подвергаются наиболее проницаемые разности пород-коллекторов, что в дальнейшем приводит к неравномерной выработке запасов и снижению коэффициента извлечения нефти.
Известен способ повышения проницаемости засоленного галитовым и/или карбонатно-сульфатным цементом и катагенетическими минералами галита, кальцита и ангидрита низкопроницаемого нефтяного пласта [3], который включает растворение галита и карбонатно-сульфатных минералов рабочим агентом подкисленной пресной или слабо минерализованной водой, путем циклического воздействия на пласт, каждый из которых включает закачку рабочего агента в режиме низко частотных пульсаций с частотой до 10 Гц в засоленный нефтяной пласт через скважину, закрытие скважины на время растворения галита, отбор жидкости из пласта через эту же скважину. Закачку воды в пласт ведут при максимально возможном постоянном забойном давлении до снижения приемистости скважины в 2-8 раз по сравнению с ее величиной в начале закачки, а отбор жидкости из пласта производят при минимально возможном постоянном забойном давлении до извлечения на поверхность жидкости, объемом не менее 1,1-1,5 объемов закачанной перед этим в пласт пресной или слабо минерализованной подкисленной воды. Скорость растворения галита и продолжительность этапа закрытия скважины определяют расчетным путем по результатам модельных исследований керна. Циклы воздействия на залежь повторяют до полного охвата засоленного пласта воздействием до вскрытия содержащихся в нем залежей нефти и осуществления выработки всех извлекаемых запасов нефти.
Недостатком данного способа является следующее. В условиях высоко расчлененного, неоднородного по фильтрационно-емкостным свойствам пласта, когда в разрезе имеются пропластки с различной степенью залеченной катагенетическими минералами (галитом, кальцитом и карбонатно-сульфатными включениями) пористой средой при нагнетании в пласт пресной или слабо минерализованной подкисленной воды, вода начнет поступать в пропластки с наименее залеченной пористой средой, имеющей повышенную проницаемость. В то же время пропластки с сильно залеченной пористой средой и наименьшей проницаемостью останутся не охваченными или слабо охваченными воздействием. После извлечения из пласта жидкости с растворенными катагенетическими минералами, неоднородность пласта по фильтрационным свойствам его пропластков многократно возрастет. Эта неоднородность будет увеличиваться от цикла к циклу воздействия пресной или слабо минерализованной водой на пласт. В конечном итоге это приведет к неравномерной выработке запасов, снижению конечного коэффициента извлечения и потере в накопленных объемах добычи нефти. Кроме того, каналы фильтрации низко проницаемой пористой среды пропластков, в которые проникла пресная или слабо минерализованная вода, имеют ограниченные размеры, как правило, первые десятки мкм [4]. После окончания закачки воды и прекращения ее фильтрации по каналам, в которые она попала, резко снижается процесс массообмена между порциями воды, уже насыщенными и ненасыщенными растворенными катагенетическими минералами. Соответственно, значительно снижается и скорость растворения галита и насыщения им пресной воды. Для ускорения этого процесса необходимо в пористой среде создать эффект перемешивания.
Задачей заявляемого изобретения является увеличение степени охвата пласта воздействием пресной водой, улучшение процесса массообмена в пористой среде и ускорение растворения залечивающих ее катагенетических минералов, увеличение нефтеотдачи пласта и объемов извлекаемых запасов нефти.
Поставленная задача решается за счет того, что в способе разработки засоленного низкопроницае- 1 030026
мого нефтяного пласта, включающего растворение катагенетического галита и карбонатно-сульфатных минералов пород-коллекторов рабочим агентом подкисленной пресной или слабо минерализованной водой, путем циклического воздействия на пласт через скважину, каждый из циклов которого включает периоды закачки рабочего агента в режиме низкочастотных пульсаций при максимально возможном постоянном забойном давлении до снижения приемистости скважины в 2-8 раз по сравнению с ее величиной в начале закачки; остановки скважины на время растворения галита и карбонатно - сульфатных минералов; отбора жидкости из пласта через эту же скважину при минимально возможном постоянном забойном давлении до извлечения на поверхность жидкости объемом не менее 1,1-1,5 объемов закачанного перед этим в пласт рабочего агента; повторение циклов воздействия на залежь до полного охвата засоленного пласта воздействием до вскрытия содержащихся в нем залежей нефти и осуществления выработки всех извлекаемых запасов нефти, согласно изобретению, в начале периода отбора жидкости из пласта оценивают интенсивность поступления жидкости из каждого интервала пород-коллекторов пласта, по которой определяют минимально возможную глубину воздействия рабочего агента на каждый интервал пород-коллекторов пласта, затем перед началом следующего цикла воздействия на пласт в интервалах пород-коллекторов, из которых отсутствует или незначительное поступление жидкости, выполняют в разных направлениях от скважины сеть радиальных каналов с глубиной проникновения от стенки скважины в пласт не менее глубины воздействия рабочего агента на интервалы пласта с максимальной интенсивностью притока жидкости в период предыдущего цикла воздействия на пласт.
Минимально возможную глубину воздействия рабочего агента на каждый из интервалов засоленных пород-коллекторов можно определить из выражения:
ω
где К - минимально возможная глубина воздействия рабочего агента на ι-й интервал породколлекторов, м;
V - объем закачанного в пласт рабочего агента в предыдущем цикле воздействия, м3;
П - интенсивность (объем) поступления жидкости из данного интервала пласта, в долях единицы от объема суммарного притока; ι - порядковый номер интервала пород-коллекторов в пласте; Д - эффективная толщина пород-коллекторов в рассматриваемом интервале, м;
Кп.о.[ - коэффициент открытой пористости пород - коллекторов в ι-том интервале, в долях ед.
Кроме этого для улучшения процесса массообмена в пористой среде, ускорения процесса растворения залечивающих ее катагенетических минералов и улучшения поступления жидкости из пласта в скважину в период ее отбора в течение всего цикла воздействия на пласт рабочим агентом осуществляем вибро-импульсное воздействие с частотой, равной частоте собственных колебаний пласта.
Способ разработки засоленного низкопроницаемого нефтяного пласта поясняется следующими чертежами:
на фиг. 1 представлена схема профиля притока жидкости из неоднородного пласта, имеющего шесть интервалов (пропластков) пород-коллекторов в интервале перфорации скважины после первого цикла воздействия на пласт,
на фиг. 2 - схема профиля притока жидкости после второго цикла воздействия на пласт. При этом поз. 1 обозначает интервал перфорации; 2 - породы-коллекторы, где Ф#-порядковый номер интервала пород-коллекторов; 3 - породы-неколлекторы; 4 - интенсивность притока жидкости из интервала, %.
Способ осуществляют следующим образом.
На площади распространения низкопроницаемого засоленного неоднородного пласта определяют, по меньшей мере, одну низкодебитную или неработающую скважину, вскрывшую этот пласт, который, по данным керна и геофизических исследований, содержит породы-коллекторы, залеченные катагенетическими минералами. До обработки пласта рабочим агентом в пределах ожидаемой зоны воздействия проводят исследования по определению частоты собственных колебаний пласта или определяют эту частоту расчетным путем по одной из известных методик [5-7]. По результатам выполненных исследований установлено, что частота собственных колебаний пласта составила 18 Гц. Перед закачкой в пласт получают рабочий агент из пресной или слабо минерализованной воды путем ее подкисления, для чего добавляют в нее соляную или уксусную кислоту до содержания ее в воде в пределах 1-5%, что обеспечивает повышение растворимости кальцита, ангидрита и других карбонатно-сульфатных включений. В интервале перфорации скважины устанавливают низкочастотный электрогидродинамический пульсатор или вибратор. Нагнетание пресной или слабо минерализованной воды в пласт производят при максимально возможном постоянном забойном давлении в режиме низкочастотных пульсаций с частотой 18 Гц для повышения ее проникающей способности в пласт и ускорения процесса растворения солей. Закачку рабочего агента в пласт ведут до снижения приемистости скважины в 2-8 раз по сравнению с ее начальной приемистостью. Скорость растворения галита, карбонатно-сульфатных включений и продолжительность этапа закрытия скважины определяют расчетным путем по результатам модельных исследований керна.
После окончания периода закачки в скважину рабочего агента, не извлекая электрогидродинамический пульсатор (вибратор), осуществляют вибро-импульсное воздействие на пласт с частотой 18 Гц, со- 2 030026
ответствующей собственной частоте колебаний пласта. Виброимпульсное воздействие на пласт с частотой, равной частоте собственных колебаний пласта, приведет к увеличению амплитуды собственных колебаний пласта, возникновению в пласте резонансных процессов, значительному ускорению массообмена в пористой среде и ускорению процесса растворения галита и карбонатно-сульфатных включений, активизации фильтрационных процессов.
После запуска скважины в эксплуатацию, продолжая виброимпульсное воздействие, на начальной стадии периода отработки скважины (отбора жидкости из пласта), для оценки охвата пласта воздействием выполняют промыслово-геофизические исследования по определению профиля притока с оценкой интенсивности поступления пластового флюида из каждого интервала пласта. Интенсивность поступления пластового флюида из каждого интервала оценивают в процентах или долях единицы от суммарного объема притока из пласта. Как пример, рассмотрим скважину N. В интервале перфорации засоленный продуктивный неоднородный пласт представлен по разрезу чередованием пород-коллекторов и неколлекторов. Всего в пределах интервала перфорации пласт имеет 6 интервалов пород-коллекторов (фиг. 1) с пористостью от 5,8% (интервал 2) до 8,7% (интервал 4) и эффективной толщиной от 4 до 6 м. В интервал продуктивного пласта спустили электрогидродинамический пульсатор. В пласт закачали в режиме виброимпульсного воздействия с частотой 18 Гц при максимально возможном постоянном забойном давлении 45 МПа и давлении на устье скважины 20 МПа в течение 14 суток 1000 м3 подкисленной пресной воды, содержащей в своем составе 5% соляной кислоты и 1% уксусной кислоты. Начальная приемистость пласта составляла 110 м3/сут, конечная приемистость пласта составляла 20 м3/сут. Продолжая вибро-импульсное воздействие с частотой 18 Гц, остановили скважину на растворение галита и карбонатно-сульфатных включений на 10 суток. После окончания периода растворения галита и карбонатносульфатных включений, не извлекая из скважины электродинамический излучатель (пульсатор), продолжая вибро-импульсное воздействие с частотой 18 Гц, запустили ее в отработку самоизливом при минимально возможном постоянном забойном давлении. Выполнили промыслово-теофизические исследования по оценке профиля притока. Промыслово-геофизические исследования показали, что жидкость поступает из 4-х интервалов пласта (фиг. 1). Причем, интервал 1 формирует 30 %, интервал 3-5%, интервал 4-55%, интервал 6-10% притока. Из интервалов 2 и 5 жидкость в скважину не поступает. Исходим из гипотезы, что объемы притока из интервалов пласта пропорциональны их проницаемостям и эффективным толщинам. Допускаем, что пропорционально значениям этих показателей внедрились в интервалы перфорации и объемы закачанного рабочего агента. Допускаем также, что рабочий агент внедрился в каждый из интервалов равномерно по радиусу вокруг ствола скважины. Тогда объем внедрившегося рабочего агента в каждый из интервалов пород-коллекторов, из которых получен приток после запуска скважины самоизливом, составит
νΐ-Υηί, (2)
где ΐ - номер интервала пород-коллекторов;
- объем рабочего агента, внедрившегося в ι-тый интервал пород -коллекторов, м3;
V - объем рабочего агента, закачанного в пласт, м3;
п,- доля вклада ι-того интервала в формирование притока, доли единицы.
Объем пород-коллекторов в ι-том интервале пласта, в который внедрится рабочий агент при полном заполнении рабочим агентом поровой среды, составит
Уп.кЛ-У/Кп.о.гУщ/Кп.Од, (3)
где К п.оч - среднее значение коэффициента открытой пористости пород -коллекторов в ι-том интервале, доли единиц.
При этом вокруг ствола скважины в ι-том интервале образуется окружность с радиусом, как минимум, Р, в виде цилиндра, в которой пористая среда будет заполнена рабочим агентом:
Уп.кд = (4),
где Д- эффективная толщина ι-того интервала пород-коллекторов, м.
Из выражений (2)-(4) находим, что глубина проникновения рабочего агента в ι-ый интервал породколлекторов составит не менее
Согласно выражению (5), по результатам исследований (фиг. 1) выполняют расчет глубины проникновения пресной подкисленной воды в интервалы пласта в рассматриваемой скважине. Результаты расчета приведены в табл. 1.
- 3 030026
Таблица 1
| № ин-ла | Κπ.ο.ί, доли ед. | Ы, м | ηί, доли ед. | К, м | Примечание: объем закачанного в пласт рабочего агента - 1000 м3. |
| 1 | 0,07 | 5 | 0,30 | 16,5 | |
| 2 | 0,058 | 4 | 0 | 0 | |
| 3 | 0,064 | 6 | 0,05 | 6,4 | |
| 4 | 0,087 | 6 | 0,55 | 18,3 | |
| 5 | 0,062 | 4 | 0 | 0 | |
| 6 | 0,066 | 5 | 0,10 | 9,8 |
Как видно из данных табл. 1, проникновение рабочего агента в разные интервалы породколлекторов весьма неравномерное. Так, если в первый интервал рабочий агент проник на расстояние не менее 16,5 м, то в третий интервал глубина проникновения составила не менее 6,4 м, а в интервалы 2 и 5 рабочий агент вообще не поступал (фиг. 1, табл. 1). Соответственно неравномерно будет идти и выработка запасов нефти из пласта, будет снижен коэффициент нефтеотдачи. В последующие циклы закачки рабочего агента ситуация усугубится еще больше, так как при втором цикле нагнетания рабочему агенту в интервалы 1, 3, 4 и 6 проникнуть будет значительно легче в связи с растворением в первом цикле значительных объемов галита и карбонатно-сульфатных включений и за счет этого увеличения проницаемости коллекторов в этих интервалах. Значительно увеличится неоднородность пласта по фильтрационным свойствам.
Для исключения этого негативного явления, увеличения охвата пласта воздействием, повышения нефтеотдачи и увеличения темпов отбора и конечного объема добычи предлагается по результатам выполненных исследований в интервалах пород коллекторов, из которых приток отсутствует или незначительный, перед следующим этапом закачки пресной или слабо минерализованной подкисленной воды выполнить в различных направлениях по, радиусу сеть радиальных каналов с глубиной проникновения в пласт от ствола скважины не менее, чем минимально возможная глубина воздействия рабочего агента в предыдущем этапе ее нагнетания в пласт на интервалы пласта с максимальным притоком жидкости в период исследований. Так, в частности, для случая рассматриваемой скважины нашего примера, предлагается в интервалах 2, 3, 5, 6 в различных направлениях, выполнить по 4^8 радиальных каналов с глубиной проникновения в пласт не менее 30^40 м. Интервалы 3 и 6 выбраны так же для создания радиальных каналов в связи с незначительной глубиной воздействия на них рабочего агента. Она в 2-3 раза меньше, чем на интервалы 1 и 4. Направления и количество радиальных каналов выбирают исходя из геологического строения засоленной залежи в плане и технических особенностей эксплуатационной колонны скважины. Глубину каналов фильтрации выбирают, исходя из предположения, что в тех каналах, в какие рабочий агент проник в предыдущем этапе закачки из-за неравномерного оттеснения пластового флюида, он заполнил не более половины перового пространства. Поэтому глубина проникновения рабочего агента может быть, как минимум, в 2 раза больше глубины, рассчитанной из выражения (5) и приведенной в табл. 1.
После отбора из пласта 1100 м3 жидкости прекратили отборы и, в соответствии с изобретением, в скважине N в каждом из интервалов 2, 3, 5, 6 выполнили в различных направлениях по 4 радиальных канала длиной по 40 м и провели следующий этап закачки подкисленной пресной воды. При максимально возможном постоянном забойном давлении 45 МПа и давлении на устье 20 МПа в пласт закачали 5000 м3 рабочего агента. Начальная приемистость составляла 150 м3/сут, конечная - 30 м3/сут. После остановки скважины на растворение галита и карбонатно-сульфатных включений с вибро-импульсным воздействием на пласт с частотой собственных колебаний пласта 18 Гц, ее запустили самоизливом в отработку при минимально возможном постоянном забойном давлении. На начальном этапе периода отработки скважины выполнили исследования по определению профиля притока и интенсивности работы каждого из интервалов пород-коллекторов. Профиль притока представлен на фиг. 2. Как видно из данных фиг. 2, максимальная интенсивность притока из интервала 4, минимальная - из интервала 5. Выполнили расчет минимально возможной глубины проникновения рабочего агента в каждый из интервалов пород-коллекторов (табл. 2).
Из данных расчета видно, что профиль минимально возможной глубины проникновения рабочего агента в пласт по большинству интервалов пород-коллекторов выровнялся и составляет 22-32 м. Исключением является интервал 5, в пределах которого минимально возможная глубина проникновения рабочего агента в пласт составила 8 м. Для выравнивания ситуации с интервалом 5 предложено после отбора из пласта 6500 м3 жидкости перед очередным этапом нагнетания подкисленной пресной или слабо минерализованной воды в пласт в интервале 5 выполнить в разных направлениях 6 радиальных каналов длиной по 60 м.
- 4 030026
Таблица 2
| № ин-ла | Кп.о, доли ед. | Н, м | п, доли ед. | Κΐ, м | Примечание: объем закачанного в пласт рабочего агента - 5000 м3. |
| 1 | 0,07 | 5 | 0,20 | 30,2 | |
| 2 | 0,058 | 4 | 0,10 | 26,2 | |
| 3 | 0,064 | 6 | 0,25 | 32,2 | |
| 4 | 0,087 | 6 | 0,34 | 32,2 | |
| 5 | 0,062 | 4 | 0,01 | 8,0 | |
| 6 | 0,066 | 5 | 0,10 | 22,0 |
Повторение циклов воздействия на залежь осуществляют до полного охвата засоленного пласта воздействием до вскрытия содержащихся в нем залежей нефти и осуществления выработки всех извлекаемых запасов нефти.
Источники информации:
1) КИ 2526937, МПК Е21В 43/26, Е21В 43/14, опубл. 27.08.2014.
2) КИ 2139987, МПК Е21В 43/00, Е21В 43/22, опубл. 20. 10.1999.
3) КИ 2538549, МПК Е21В 43/00, Е21В 43/22, опубл. 10.01.2015.
4) Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика, - М.: Недра, 1991, с. 106107.
5) Воробьев А.Н., Павленко М.В. Определение собственных частот колебаний пласта (математическая модель). ^м'жСуЬегЬешпка.ги.
6) Лопухов Г.П. Методика выделения собственных частот колебаний нефтяного пласта и частотных диапазонов эффективного вибросейсмического воздействия, ^'^'жтодпоузе.ги.
7) КИ 2196225, МПК Е21В 43/25, Е21В 28/00, Ο01Υ 1/02, опубл. 10.01.2003.
Claims (6)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ разработки засоленного низкопроницаемого нефтяного пласта, включающий растворение катагенетического галита и карбонатно-сульфатных минералов пород-коллекторов рабочим агентом подкисленной пресной или слабо минерализованной водой, путем циклического воздействия на пласт через скважину, каждый из циклов которого включает периоды закачки рабочего агента в режиме низкочастотных пульсаций при максимально возможном постоянном забойном давлении до снижения приемистости скважины в 2-8 раз по сравнению с ее величиной в начале закачки, остановки скважины на время растворения галита и карбонатно-сульфатных минералов, отбора жидкости из пласта через эту же скважину при минимально возможном постоянном забойном давлении до извлечения на поверхность жидкости объемом не менее 1,1-1,5 объемов закачанного перед этим в пласт рабочего агента; повторение циклов воздействия на залежь до полного охвата засоленного пласта воздействием до вскрытия содержащихся в нем залежей нефти и осуществления выработки всех извлекаемых запасов нефти, отличающийся тем, что в начале периода отбора жидкости из пласта оценивают интенсивность поступления жидкости из каждого интервала пород-коллекторов пласта, по которой определяют минимально возможную глубину воздействия рабочего агента на каждый интервал пород-коллекторов пласта, затем, перед началом следующего цикла воздействия на пласт, в интервалах пород-коллекторов, из которых отсутствует или незначительное поступление жидкости, выполняют в разных направлениях от скважины сеть радиальных каналов с глубиной проникновения от стенки скважины в пласт не менее глубины воздействия рабочего агента на интервалы пласта с максимальной интенсивностью притока жидкости в предыдущем цикле воздействия на пласт.
- 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что минимально возможную глубину воздействия рабочего агента на каждый из интервалов засоленных пород-коллекторов определяют из выраженияЩ = /(ут/пЪлКп. о. Ζ),где К, - минимально возможная глубина воздействия рабочего агента на ι-ый интервал породколлекторов, м;V - объем закачанного в пласт рабочего агента в предыдущем цикле воздействия, м3;п, - интенсивность (объем) поступления жидкости из данного интервала пласта, в долях единицы отобъема суммарного притока;ΐ - порядковый номер интервала пород-коллекторов в пласте;И, - эффективная толщина пород-коллекторов в рассматриваемом интервале, м;К п.оЛ - коэффициент открытой пористости пород-коллекторов в ι-том интервале, в долях ед.
- 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в течение всего цикла воздействия на пласт рабочим агентом осуществляют вибро-импульсное воздействие с частотой, равной частоте собственных колебаний пласта.- 5 030026/ ; Ζ1 Κ Ζ= 1 0 % И . ~ 5 м 30 % 2 Κ,.., = 5,8 % Η.. = 4 Μ3·· Κ. = 6.4 % Κ , = 6 μ
- 4 Κ. = 8.7% η . = 6μ ; 55%......' _ Ζ
- 5. Κ. = 6.2 % Η . = 4 μ ] .
- 6 к = 6,6 % ή., = 5 м I |10 %
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA201600006A EA030026B1 (ru) | 2015-11-23 | 2015-11-23 | Способ разработки засоленного низкопроницаемого нефтяного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA201600006A EA030026B1 (ru) | 2015-11-23 | 2015-11-23 | Способ разработки засоленного низкопроницаемого нефтяного пласта |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201600006A1 EA201600006A1 (ru) | 2017-05-31 |
| EA030026B1 true EA030026B1 (ru) | 2018-06-29 |
Family
ID=58793993
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201600006A EA030026B1 (ru) | 2015-11-23 | 2015-11-23 | Способ разработки засоленного низкопроницаемого нефтяного пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| EA (1) | EA030026B1 (ru) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6401818B1 (en) * | 1999-05-27 | 2002-06-11 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore perforation method and apparatus |
| RU2196225C2 (ru) * | 2000-12-09 | 2003-01-10 | Институт горного дела - научно-исследовательское учреждение СО РАН | Способ волновой обработки, преимущественно продуктивных пластов |
| RU51397U1 (ru) * | 2005-09-12 | 2006-02-10 | Открытое акционерное общество "Всероссийский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт по использованию энергии взрыва в геофизике" (ОАО "ВНИПИвзрывгеофизика") | Устройство для вторичного вскрытия с одновременной газодинамической обработки пласта |
| RU2299977C2 (ru) * | 2005-02-03 | 2007-05-27 | Марат Миргазиянович Тазиев | Способ добычи нефти на поздней стадии разработки нефтяной залежи, подстилаемой водой |
| RU2493357C1 (ru) * | 2012-04-12 | 2013-09-20 | Открытое акционерное общество "Всероссийский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт по использованию энергии взрыва в геофизике" (ОАО "ВНИПИвзрывгеофизика") | Способ вскрытия пласта кумулятивными зарядами |
| RU2538549C1 (ru) * | 2013-06-07 | 2015-01-10 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | Способ повышения проницаемости засоленного низкопроницаемого нефтяного пласта |
-
2015
- 2015-11-23 EA EA201600006A patent/EA030026B1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6401818B1 (en) * | 1999-05-27 | 2002-06-11 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore perforation method and apparatus |
| RU2196225C2 (ru) * | 2000-12-09 | 2003-01-10 | Институт горного дела - научно-исследовательское учреждение СО РАН | Способ волновой обработки, преимущественно продуктивных пластов |
| RU2299977C2 (ru) * | 2005-02-03 | 2007-05-27 | Марат Миргазиянович Тазиев | Способ добычи нефти на поздней стадии разработки нефтяной залежи, подстилаемой водой |
| RU51397U1 (ru) * | 2005-09-12 | 2006-02-10 | Открытое акционерное общество "Всероссийский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт по использованию энергии взрыва в геофизике" (ОАО "ВНИПИвзрывгеофизика") | Устройство для вторичного вскрытия с одновременной газодинамической обработки пласта |
| RU2493357C1 (ru) * | 2012-04-12 | 2013-09-20 | Открытое акционерное общество "Всероссийский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт по использованию энергии взрыва в геофизике" (ОАО "ВНИПИвзрывгеофизика") | Способ вскрытия пласта кумулятивными зарядами |
| RU2538549C1 (ru) * | 2013-06-07 | 2015-01-10 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | Способ повышения проницаемости засоленного низкопроницаемого нефтяного пласта |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA201600006A1 (ru) | 2017-05-31 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2566542C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и подошвенной водой | |
| RU2364717C1 (ru) | Способ разработки неоднородной нефтяной залежи | |
| RU2007132052A (ru) | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи при наличии высокопроницаемого пропластка с применением гидравлического разрыва пласта | |
| RU2312212C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти с карбонатным коллектором | |
| RU2513791C1 (ru) | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта | |
| RU2448240C1 (ru) | Способ разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах с водонефтяными зонами | |
| RU2550642C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами | |
| RU2531985C1 (ru) | Способ обработки обводненной горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный трещинно-поровый коллектор | |
| RU2334098C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
| RU2627338C1 (ru) | Способ разработки плотных карбонатных залежей нефти | |
| EA030026B1 (ru) | Способ разработки засоленного низкопроницаемого нефтяного пласта | |
| RU2569941C2 (ru) | Способ изоляции подошвенной воды | |
| WO2020013732A1 (ru) | Способ комбинированного воздействия на пласт | |
| RU2377398C1 (ru) | Способ разработки углеводородной залежи | |
| RU2526037C1 (ru) | Способ разработки трещиноватых коллекторов | |
| RU2517674C1 (ru) | Способ разработки неоднородной нефтяной залежи | |
| RU2627345C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта | |
| RU2600255C1 (ru) | Способ доразработки нефтяной залежи | |
| RU2337234C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти | |
| RU2538549C1 (ru) | Способ повышения проницаемости засоленного низкопроницаемого нефтяного пласта | |
| RU2499885C2 (ru) | Способ заводнения нефтяных залежей | |
| RU2459939C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2526082C1 (ru) | Способ разработки трещиноватых коллекторов | |
| RU2626482C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта | |
| RU2425960C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ KZ KG TJ TM |