RU2814676C1 - Способ разработки нефтяной залежи - Google Patents
Способ разработки нефтяной залежи Download PDFInfo
- Publication number
- RU2814676C1 RU2814676C1 RU2023119556A RU2023119556A RU2814676C1 RU 2814676 C1 RU2814676 C1 RU 2814676C1 RU 2023119556 A RU2023119556 A RU 2023119556A RU 2023119556 A RU2023119556 A RU 2023119556A RU 2814676 C1 RU2814676 C1 RU 2814676C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- water
- production
- production wells
- vertical
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 238000011161 development Methods 0.000 title abstract description 13
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 83
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 52
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 44
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 44
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 37
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 33
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 8
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 21
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 17
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 7
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 5
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 13
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 29
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 11
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 6
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005273 aeration Methods 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 2
- 239000000700 radioactive tracer Substances 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 1
- QPLDLSVMHZLSFG-UHFFFAOYSA-N Copper oxide Chemical compound [Cu]=O QPLDLSVMHZLSFG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005751 Copper oxide Substances 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- -1 acrylic acid nitrile Chemical class 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 235000011114 ammonium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 229910000431 copper oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 239000012966 redox initiator Substances 0.000 description 1
- 238000007127 saponification reaction Methods 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к разработке нефтяной залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа. Способ разработки нефтяной залежи включает бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. Бурение осуществляют в два ряда добывающих скважин и в два ряда вертикальных нагнетательных скважин, симметрично расположенных относительно рядов добывающих скважин на расстоянии 300 м. Добывающие скважины бурят, чередуя вертикальную и горизонтальную скважины. Далее спускают и перфорируют эксплуатационные колонны всех скважин в продуктивной части пласта. Закачку воды в вертикальные нагнетательные скважины осуществляют с чередованием рядов скважин. При обводненности более 60% в вертикальные добывающие скважины закачивают водоизолирующий состав в объеме 8 м3 водоизолирующего состава на 1 м толщины пласта и продавливают его в пласт водой с последующей технологической выдержкой. В горизонтальных добывающих скважинах выполняют контроль обводненности один раз в две недели. Обеспечивается повышение эффективности разработки нефтяной залежи, продление безводного режима эксплуатации скважины, уменьшение обводненности добываемой продукции, а также подключение в разработку новых, карбонатных коллекторов трещинно-порового типа. 1 ил., 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа. Известно, что из-за трещинноватости карбонатного коллектора вода по трещинам прорывается в скважину. Нефть, находящаяся в матрице карбонатного пласта, блокируется водой, фильтрующейся по трещинам. Фазовая проницаемость для нефти снижается и скважина обводняется, не отобрав "свои" запасы нефти.
Известен способ разработки нефтяного месторождения (Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи. - М.: Недра, 1985, с.37-116), включающий вытеснение нефти путем закачки в пласт воды и извлечение нефти на поверхность.
Недостатком этого способа является низкий коэффициент нефтеотдачи пластов, не превышающий 30-40%.
Также известен способ разработки нефтяных месторождений (патент RU №2088752, МПК E21B 43/20, опубл. 27.08.1997 в бюл. №24), включающий закачку водогазовой смеси в нагнетательные скважины и добычу нефти через эксплуатационные скважины, при этом водогазовую смесь образуют путем эжекции, степень аэрации которой вначале поддерживают на уровне, обеспечивающем равенство вязкости полученной водогазовой смеси и вязкости нефти, а после достижения фронтом вытеснения эксплуатационных скважин степень аэрации водогазовой смеси повышают в 2-5 раз до снижения приемистости нагнетательных скважин в 1,5-2,5 раза, после чего осуществляют повышение давления нагнетания водогазовой смеси в 1,1-1,5 раза до момента восстановления первоначальной приемистости, причем в водогазовую смесь добавляют смесь поверхностно-активных веществ анионоактивного и неионогенного типов концентрацией 0,1-1,0% при соотношении компонентов 1:1 и 1:3, соответственно.
Недостатками данного способа является то, что закачка водогазовой смеси в пласт обеспечивает увеличение коэффициента нефтеотдачи при стабильной или увеличивающейся обводненности, только в установившихся направлениях фильтрации, при этом водогазовая смесь, закачанная в трещины, не является жесткой преградой, создающей необходимые гидродинамические сопротивления с целью образования новых фильтрационных каналов, кроме того, данный способ не позволяет достичь повышения выработки запасов за счет увеличения коэффициента охвата, то есть в процесс разработки не вовлекаются застойные тупиковые зоны.
Также известен способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа (патент RU №2204703, МПК E21B 43/22, 43/27, опубл. 20.05.2003 в бюл. №14), включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, отбор продукции через добывающие скважины, водоизоляционные работы в добывающих скважинах нагнетанием тампонирующего реагента селективного действия с последующей обработкой призабойной зоны скважины кислотным составом, при этом производят порционное нагнетание указанного тампонирующего реагента с продавливанием его на определенное расстояние, а обработку призабойной зоны скважины проводят кислотно-нефтяной смесью с разрывом блоков пласта через систему трещин, причем эту же смесь используют в качестве продавочной жидкости.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, низкая эффективность водоизоляционных работ, связанная с тем, что невозможно точно рассчитать объем тампонирующего реагента и расстояние, на которое он продавливается в пласт, поскольку невозможно точно определить структуру и поглощающую способность трещин в коллекторах;
- во-вторых, может возникнуть преждевременное обводнение добывающих скважин, так как обработку призабойной зоны скважины проводят кислотно-нефтяной смесью с разрывом блоков пласта через систему трещин, при этом добывающая скважина обводняется, не отобрав "свои" запасы нефти.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяного месторождения, представленного пористо-трещиноватым коллектором (патент RU №2171368, МПК E21B 43/20, опубл. 27.07.2001 в бюл. №21), включающий закачку воды через нагнетательные скважины с контролем объема и давления закачки и отбор нефти через добывающие скважины с контролем объема отбора, пластового давления, соотношения воды и нефти и прогнозирование изменения показателей, причем закачку воды через нагнетательные скважины осуществляют внутри контура, а перед достижением пороговых значений, в пределах рентабельной разработки, показателей закачки воды и отбора нефти, проводят трассерные исследования для выявления каналов, соединяющих нагнетательные скважины с добывающими, затем проводят их закупорку и образование новых каналов путем временного увеличения давления закачки, после чего воду в нагнетательные скважины закачивают в объеме, равном объему отбора нефти из добывающих скважин в пластовых условиях.
Недостатками данного способа являются:
- трудозатратность в осуществлении, так как необходим постоянный контроль объема отбора, пластового давления, соотношения воды и нефти, а также необходимо проведение трассерных исследований для выявления каналов, соединяющих нагнетательные скважины с добывающими;
- короткий безводный режим эксплуатации скважины, связанный с тем, что закупорку каналов, соединяющих нагнетательные скважины с добывающими, и образование новых каналов производят путем временного увеличения давления закачки, что может привести к прорыву воды в добывающие скважины и, как следствие, преждевременному обводнению продукции.
Техническим результатом является повышение эффективности разработки нефтяной залежи, продление безводного режима эксплуатации скважины, уменьшение обводненности добываемой продукции за счет создания сетки добывающих и нагнетательных скважин, позволяющей увеличить площадь охвата пластов воздействием в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа, увеличения проникающей способности водоизолирующего состава при уменьшении опасности преждевременного прорыва воды к добывающим скважинам, а также подключение в разработку новых, карбонатных коллекторов трещинно-порового типа.
Технический результат достигается способом разработки нефтяной залежи, включающим бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин.
Новым является то, что предварительно определяют толщину пласта, продуктивную часть пласта, пластовое давление Рпл, бурение осуществляют в два ряда добывающих скважин, расположенных друг от друга на расстоянии 250 м, и в два ряда вертикальных нагнетательных скважин, симметрично расположенных относительно рядов добывающих скважин на расстоянии 300 м, при этом добывающие скважины бурят чередуя вертикальную и горизонтальную, при этом одна горизонтальная добывающая скважина заменяет не менее двух вертикальных добывающих скважин по сетке размещения скважин, далее производят спуск эксплуатационных колонн и их пефорацию в продуктивной части пласта, в горизонтальные добывающие скважины спускают регулируемые устройства контроля притока с созданием в нефтенасыщенном интервале горизонтальной части ствола не менее 2-х изолированных друг от друга секций, закачку воды в вертикальные, нагнетательные скважины осуществляют с чередованием рядов скважин, длительностью закачки в один ряд 180 дней в объеме 45 м3/сут при давлении Рпл*1,5, отслеживают обводненность в вертикальных добывающих скважинах, при обводненности более 60 % в вертикальные добывающие скважины закачивают через насосно-компрессорные трубы – НКТ водоизолирующий состав, состоящий из гелеобразного полиакриламид - ПАА и этанола, при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАА – 76, этанол – 24, в объеме 8 м³ водоизолирующего состава на 1 м толщины пласта, продавливают водоизолирующий состав в пласт водой в объеме, превышающем объем НКТ не менее, чем на 0,5 м3 с последующей технологической выдержкой 4 ч, в горизонтальных добывающих скважинах выполняют отбор добываемой продукции с контролем обводненности один раз в две недели.
На фигуре изображена схема сетки скважин, по которой разрабатывают нефтяную залежь, представленную карбонатным коллектором трещинно-порового типа, где 1 – вертикальная, нагнетательная скважина, 2 – вертикальная, добывающая скважина, 3 – горизонтальная, добывающая скважина.
Способ реализуется при использовании следующих компонентов:
- гелеобразный полиакриламид (ПАА) - продукт омыления нитрила акриловой кислоты технической серной кислотой с последующей нейтрализацией омыленного продукта аммиачной водой или известью и полимеризацией полученного раствора акриламида в щелочной среде с помощью окислительно-восстановительных инициаторов. Внешний вид - гелеобразная вязкая масса от светло-желтого до голубого или зеленого цвета; массовая доля основного вещества не менее 5,0 %, кинематическая вязкость 0,25 %-ного раствора ПАА в 3%-ном растворе хлористого натрия при Т=30° не менее 2,2 мм2/с; скорость осаждения по оксиду меди не менее 4,0 мм/с, массовая доля остаточных мономеров: сумма непредельных не более 0,025 %. Выпускаемый по ТУ-6-01-1049-76;
-этанол, выпускаемый по ГОСТ 18300-87;
-вода – техническая вода.
Сущность способа заключается в следующем.
Предварительно определяют толщину пласта, продуктивную часть пласта, пластовое давление Рпл.
Осуществляют бурение в два ряда добывающих скважин 2, 3, расположенных друг от друга на расстоянии 250 м, и в два ряда вертикальных, нагнетательных скважин 1, симметрично расположенных относительно рядов добывающих скважин 2, 3 на расстоянии 300 м, при этом добывающие скважины бурят чередуя вертикальную 2 и горизонтальную 3.
При этом одна горизонтальная добывающая скважина 3 заменяет не менее двух вертикальных добывающих скважин 2 по сетке размещения скважин.
Созданная сетка добывающих 2, 3 и нагнетательных скважин 1, позволяет увеличить площадь охвата пластов воздействием в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа, т.к. взаимообмен жидкостью между ними будет происходить с максимальной интенсивностью, в следствие подобранного расстояния между скважинами 1, 2, 3 и сочетания вертикальных 1, 2 и горизонтальных 3 скважин.
Далее производят спуск эксплуатационных колонн и их пефорацию в продуктивной части пласта.
В горизонтальные добывающие скважины 3 спускают регулируемые устройства контроля притока с созданием в нефтенасыщенном интервале горизонтальной части ствола не менее 2-х изолированных друг от друга секций. Например, применяют устройство контроля притока - клапан с "левитирующим" диском, позволяющее ограничивать негативное воздействие воды при прорыве, выпускаемый компанией ТОТА-Систем.
Закачку воды в вертикальные, нагнетательные скважины 1 осуществляют через НКТ с чередованием рядов скважин, длительностью закачки в один ряд 180 дней, в объеме 45 м3/сут при давлении Рпл*1,5, но не больше давления предельно допустимого на пласт.
Отслеживают обводненность в вертикальных, добывающих скважинах 2, при обводненности более 60 % в вертикальные, добывающие скважины 2 закачивают водоизолирующий состав, состоящий из гелеобразного полиакриламид - ПАА и этанола, при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАА – 76, этанол – 24, в объеме 8 м³ водоизолирующего состава на 1 м толщины пласта, продавливают водоизолирующий состав в пласт водой в объеме, превышающем объем колонны насосно-компрессорных труб не менее, чем на 0,5 м3 с последующей технологической выдержкой 4 ч.
При растворении в воде ПАА, содержащего макромолекул различной величины, гелеобразные агрегаты или микрогели, происходит частичное распадение микрогелей за счет разрыва "сшивок", но большая часть микрогелей сохраняется, поэтому водоизолирующий состав обладает свойствами суспензии.
Этанол в водоизолирующем составе предотвращает распад микрогелей в ПАА при его приготовлении. А также этанол способствует более полному осаждению микрогелей в ПАА и максимальному их сохранению, так как в ПАА микрогели в спиртах нерастворимы.
При проникновении водоизолирующего состава в поры карбонатного коллектора трещинно-порового типа, происходит перекрытие, сужение пор, приводя к дополнительному закупориванию коллектора, связывание и удержание воды в коллекторе, при этом не препятствует притоку нефти, позволяет поддерживать оптимальный режим вытеснения нефти. Режим, при котором вязкость вытесняющего флюида, равна подвижности вытесняемого (нефти).
В горизонтальных добывающих скважинах 3 выполняют отбор добываемой продукции с контролем обводненности один раз в две недели. В горизонтальных скважинах 3 контроль обводненности ведут автоматизированно. При увеличении доли воды в поднимаемой жидкости срабатывает клапан установки в горизонтальной части скважины, и участок, который начал обводняться, перекрывают. Обеспечивают снижение непроизводительной закачки из-за предотвращения прорывов закачиваемой воды к забою добывающих скважин. При этом на других участках работу продолжают, что позволит подключить в разработку новые низкопроницаемые, нефтенасыщенные коллектора.
Примеры осуществления способа.
Предварительно определили толщину пласта 3 м, продуктивную часть пласта 3 м, пластовое давление Рпл 5,3 МПа.
Пробурили в два ряда добывающие скважины 2, 3, расположенные друг от друга на расстоянии 250 м, и в два ряда вертикальные, нагнетательные скважины 1, симметрично расположенные относительно рядов добывающих скважин на расстоянии 300 м, при этом добывающие скважины бурили чередуя вертикальную 2 и горизонтальную 3.
При этом одна горизонтальная добывающая скважина 3 заменяет не менее двух вертикальных добывающих скважин 2 по сетке размещения скважин.
Далее спустили эксплуатационные колонны и осуществили их пефорацию в продуктивной части пласта.
В горизонтальные добывающие скважины 3 спустили регулируемые устройства контроля притока с созданием в нефтенасыщенном интервале горизонтальной части ствола две изолированных друг от друга секций. Применили устройство контроля притока - клапан с "левитирующим" диском, выпускаемый компанией ТОТА-Систем.
Закачали воду в вертикальные, нагнетательные скважины 1 с чередованием рядов скважин, длительность закачки в один ряд 180 дней, в объеме 45 м3/сут при давлении 8 МПа, но не больше давления предельно допустимого на пласт.
Определили обводненность в вертикальных добывающих скважинах 2, при обводненности 72 % в вертикальные добывающие скважины закачали водоизолирующий состав, состоящий из гелеобразного полиакриламид - ПАА и этанола, при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАА – 76, этанол – 24, в объеме 8 м³ водоизолирующего состава на 1 м толщины пласта, продавили водоизолирующий состав в пласт водой в объеме 24 м3 с последующей технологической выдержкой 4 ч.
В горизонтальных добывающих скважинах 3 выполняют отбор добываемой продукции с контролем обводненности один раз в две недели.
После произвели исследования по определению дебита нефти. Результаты исследований показали, что дебит нефти одной добывающей скважины составил 3,8 т/сут, прирост дебита нефти одной добывающей скважины – 2,7 т/сут (пример 1, табл.1).
Остальные примеры осуществления способа выполняют аналогично, их условия проведения и результаты приведены в табл. (примеры 2-8).
Таким образом, предлагаемый способ повышает эффективность разработки нефтяной залежи, продлевает безводный режим эксплуатации скважины, уменьшает обводненность добываемой продукции за счет создания сетки добывающих и нагнетательных скважин, позволяющей увеличить площадь охвата пластов воздействием в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа, увеличения проникающей способности водоизолирующего состава при уменьшении опасности преждевременного прорыва воды к добывающим скважинам, а также подключение в разработку новых, карбонатных коллекторов трещинно-порового типа.
Таблица – Условия и результаты осуществления способа разработки нефтяной залежи
| № примера | Средний дебит по нефти до проведения способа, т/сут | Толщина пласта, м | Пластовое давление Рпл, МПа | Количество изолированных друг от друга секций, шт. | Давление при закачке воды в вертикальные, нагнетательные скважины, МПа | Обводненность в вертикальных добывающих скважинах | Объем водоизолирующего состава, м3 | Объем продавки водой, м3 | Средний дебит по нефти после проведения способа, т/сут | Прирост дебита, т/сут |
| 1 | 1,1 | 3 | 5,3 | 2 | 8,0 | 72 | 24 | 4,5 | 3,8 | 2,7 |
| 2 | 1,6 | 2,5 | 7,1 | 3 | 10,7 | 64 | 20 | 3,6 | 3,5 | 1,9 |
| 3 | 2,2 | 1,8 | 3,6 | 2 | 5,4 | 69 | 14,4 | 3,3 | 4,0 | 1,8 |
| 4 | 1,9 | 2,7 | 4,6 | 2 | 6,9 | 77 | 21,6 | 4,7 | 4,0 | 2,1 |
| 5 | 1,3 | 4,3 | 5,1 | 3 | 7,6 | 68 | 34,4 | 4,2 | 3,7 | 2,4 |
| 6 | 2,4 | 3,4 | 3,9 | 2 | 5,8 | 70 | 27,2 | 5,1 | 3,9 | 1,5 |
| 7 | 1,8 | 2,9 | 4,2 | 2 | 6,3 | 73 | 23,2 | 3,9 | 4,0 | 2,2 |
| 8 | 3,2 | 5,0 | 3,5 | 3 | 5,2 | 65 | 40 | 4,2 | 6,5 | 3,3 |
Claims (1)
- Способ разработки нефтяной залежи, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, отличающийся тем, что предварительно определяют толщину пласта, продуктивную часть пласта, пластовое давление Рпл, бурение осуществляют в два ряда добывающих скважин, расположенных друг от друга на расстоянии 250 м, и в два ряда вертикальных нагнетательных скважин, симметрично расположенных относительно рядов добывающих скважин на расстоянии 300 м, при этом добывающие скважины бурят чередуя вертикальную и горизонтальную, при этом одна горизонтальная добывающая скважина заменяет не менее двух вертикальных добывающих скважин по сетке размещения скважин, далее производят спуск эксплуатационных колонн и их перфорацию в продуктивной части пласта, в горизонтальные добывающие скважины спускают регулируемые устройства контроля притока с созданием в нефтенасыщенном интервале горизонтальной части ствола не менее 2 изолированных друг от друга секций, закачку воды в вертикальные нагнетательные скважины осуществляют с чередованием рядов скважин, длительностью закачки в один ряд 180 дней в объеме 45 м3/сут при давлении Рпл⋅1,5, отслеживают обводненность в вертикальных добывающих скважинах, при обводненности более 60% в вертикальные добывающие скважины закачивают через насосно-компрессорные трубы (НКТ) водоизолирующий состав, состоящий из гелеобразного полиакриламида - ПАА и этанола, при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАА – 76, этанол – 24, в объеме 8 м3 водоизолирующего состава на 1 м толщины пласта, продавливают водоизолирующий состав в пласт водой в объеме, превышающем объем НКТ не менее чем на 0,5 м3, с последующей технологической выдержкой 4 ч, в горизонтальных добывающих скважинах выполняют отбор добываемой продукции с контролем обводненности один раз в две недели.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2814676C1 true RU2814676C1 (ru) | 2024-03-04 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2171368C1 (ru) * | 2000-10-27 | 2001-07-27 | Открытое акционерное общество "Нефтяная Компания Черногорнефтеотдача" | Способ разработки нефтяного месторождения, представленного пористо-трещиноватым коллектором |
| RU2204703C2 (ru) * | 2000-04-27 | 2003-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа |
| RU2578134C1 (ru) * | 2015-03-11 | 2016-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами |
| RU2610485C1 (ru) * | 2015-11-19 | 2017-02-13 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Способ разработки нефтегазовых залежей |
| RU2667181C1 (ru) * | 2017-10-27 | 2018-09-17 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ разработки участка нефтяного пласта |
| CN113464087A (zh) * | 2021-07-29 | 2021-10-01 | 西南石油大学 | 一种底水油藏高含水油井选择性堵水方法 |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2204703C2 (ru) * | 2000-04-27 | 2003-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа |
| RU2171368C1 (ru) * | 2000-10-27 | 2001-07-27 | Открытое акционерное общество "Нефтяная Компания Черногорнефтеотдача" | Способ разработки нефтяного месторождения, представленного пористо-трещиноватым коллектором |
| RU2578134C1 (ru) * | 2015-03-11 | 2016-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами |
| RU2610485C1 (ru) * | 2015-11-19 | 2017-02-13 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Способ разработки нефтегазовых залежей |
| RU2667181C1 (ru) * | 2017-10-27 | 2018-09-17 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ разработки участка нефтяного пласта |
| CN113464087A (zh) * | 2021-07-29 | 2021-10-01 | 西南石油大学 | 一种底水油藏高含水油井选择性堵水方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN110159243B (zh) | 一种碳酸盐岩储层缝网酸压方法 | |
| RU2528186C2 (ru) | Усовершенствование способа добычи нефти с использованием полимера без дополнительного оборудования или продукта | |
| US3741307A (en) | Oil recovery method | |
| CN113646381B (zh) | 用于水力压裂的反相乳液 | |
| AU2015374328B2 (en) | Emulsions containing alkyl ether sulfates and uses thereof | |
| RU2463445C2 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа | |
| CN110273671B (zh) | 一种用于海上高孔高渗储层微酸压复合增注的方法 | |
| CA2552525C (en) | Method of reducing water influx into gas wells | |
| CN112724954A (zh) | 用于水力压裂的反相乳液 | |
| CN111621276A (zh) | 一种固体酸解堵剂及其解除地层堵塞的方法 | |
| CN111058824B (zh) | 一种强非均质砂岩储层过筛管暂堵分流酸化方法 | |
| US4679625A (en) | Oil recovery process using a viscosity adjusted gelation system | |
| RU2814676C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2482269C2 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа | |
| RU2597305C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах | |
| RU2540767C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта после первичного вскрытия для восстановления фильтрационно-емкостных свойств коллектора | |
| CN110791279A (zh) | 一种低渗透砂岩油藏高粘度强溶蚀酸液体系 | |
| RU2579093C1 (ru) | Способ повторного гидравлического разрыва пласта | |
| RU2618547C1 (ru) | Способ разработки карбонатного нефтяного пласта (варианты) | |
| RU2716316C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2792491C1 (ru) | Способ разработки карбонатного коллектора верей-башкирских объектов | |
| CN113214812A (zh) | 一种注水井降压增注剂制备方法及应用 | |
| CN114991738A (zh) | 一种砂岩储层复合改造方法 | |
| RU2283952C2 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта | |
| RU2784709C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта на карбонатной залежи высоковязкой нефти |