Способ добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов. Коллектор при добыче нефти


Состав коллекторов пласта месторождения Типы коллекторов нефти и газа

СОСТАВ КОЛЛЕКТОРОВ ПЛАСТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ. ТИПЫ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА

СОДЕРЖАНИЕ

  1. Условия залегания нефти, воды и газа в месторождении

  1. Состав коллекторов

    1. Формирование коллекторов нефти и газа

  2. Свойства коллекторов нефти и газа

1) Гранулометрический (механический) состав пород

2) Методы выделения и разделения глинистых фракций

3) Определение карбонатности коллекторов

4) Пористость горных пород

5) Пористость фиктивного грунта

6) Пористость естественных пород

7) Проницаемость горных пород

8) Эффективная (фазовая) и относительная проницаемости горных пород

9) Лабораторные методы определения проницаемости пород

10) Проницаемость горных пород в условиях залегания продуктивных пластов

11) Коллекторские свойства трещиноватых пород

12) Удельная поверхность горных пород

13) Механические свойства коллекторов

14) Электрические и радиоактивные свойства горных пород. Определение коллекторских свойств пластов геофизическими методами

15) Состояние остаточной (связанной) воды в нефтяных и газовых коллекторах

1. УСЛОВИЯ ЗАЛЕГАНИЯ НЕФТИ, ВОДЫ И ГАЗА В МЕСТОРОЖДЕНИИ

Подавляющая часть месторождений нефти и газа приурочена к осадочным породам, являющимся хорошими коллекторами нефти. Из минералов, входящих в состав нефтесодержащих пород, наиболее распространены содержащие кремнезем. Значительную роль в составе пород играют также глинистые минералы, слюды и полевые шпаты. Многие залежи нефти и газа приурочены к коллекторам, сложенным в основном карбонатньми породами — известняками, доломитами и др. Небольшое промышленное значение имеют коллекторы, сложенные сланцами и их разновидностями.

Изредка нефть обнаруживается и в трещинах изверженных пород, но эти скопления обычно не имеют промышленного значения.

Осадочные горные породы (исключая карбонатные) состоят из зерен отдельных минералов различной величины, сцементированных в той или иной степени глинистыми, известковистыми и другими веществами. Химический состав пород нефтяных и газовых месторождений может поэтому отличаться большим разнообразием компонентов. Основные составляющие песчаных коллекторов и песчаников — зерна кварца, полевого шпата, слюды, глауконита и других минералов.

Нефть и газ в нефтяных и газовых залежах располагаются в пустотах между зернами, в трещинах и кавернах пород, слагающих пласт.

Наличие коллектора, обладающего лишь поровым пространством, — недостаточное условие существования нефтяной залежи. Нефть в промышленных количествах обычно находят только в тех коллекторах, которые совместно с окружающими их породами образуют ловушки различных форм, удобные для накопления нефти (антиклинальные складки, моноклинали, ограниченные сбросами или другими нарушениями складчатости, ловушки литологического типа, образовавшиеся вследствие фациальных, изменений пород, окружающих коллектор нефти, и др.).

Многообразие условий залегания нефти и газа и геологического строения залежей безгранично. Однако большинство из них обладает некоторыми общими чертами строения, характерными для определенных групп месторождений. Это обстоятельство дает возможность учитывать особенности строения залежи и условий залегания нефти в процессах их разработки и эксплуатации.

До вскрытия месторождения скважинами все физические параметры пласта — температура, давление, распределение нефти, воды и газа в залежи — находятся в состоянии, установившемся в течение геологических периодов, прошедших с момента формирования залежи.

С вскрытием пласта и началом его эксплуатации эти установившиеся условия нарушаются, и наступает динамический период в истории залежи, сопровождающийся изменением свойств пластовых жидкостей, их движением и перераспределением в пористой среде. Закономерности движения нефти, газа и воды и изменения всех их параметров зависят не только от условий эксплуатации и разработки залежи, но и от начальных условий пласта. Поэтому изучение особенности строения залежи и условий первоначального залегания нефти, газа и воды чрезвычайно важно для разработки.

Нефть и газ располагаются в залежи обычно соответственно плотностям — в верхней части ловушки залегает газ, ниже располагается нефть и еще ниже вода. В газовой залежи, не содержащей нефти, газ залегает непосредственно над водой.

Весьма сложное строение переходных зон от воды к нефти и от нефти или воды к газу. Вследствие капиллярного подъема воды в порах пласта «зеркала вод» не существует и содержание воды по вертикали постепенно изменяется от 100% в водоносной части до величины содержания «связанной» воды в повышенных частях залежи. Мощность переходной зоны может достигать 3—5 м и больше.

Коллекторы нефти и газа меняются по минеральному составу и другим физическим свойствам по вертикали и горизонтали. Линзы песчаников и пропластки песка иногда без каких-либо закономерностей переходят в глинистые породы.

В связи с изменением свойств пород по залежи в различных ее частях не одинакова также и нефте -, водо- и газонасыщенность пород. Жидкость и газы в пласте находятся под давлением, величина которого растет с глубиной залежи.

Градиент давления, т. е. прирост давления на 1 ж глубины, колеблется в значительных пределах — от 6 до 15 кн/м2 , а в среднем приближенно принимается равным 10 кн/м2. Давление, под которым находятся нефть, вода и газ в месторождении, принято называть пластовым давлением.

В газовой залежи оно одинаково по всей площади или же изменяется незначительно. В связи с большей плотностью нефти и воды по сравнению с газом в нефтяном месторождении при значительных углах падения пластов давление в различных частях залежи не одинаково — в сводовых частях оно меньше, в крыльевых больше. По мере извлечения нефти и газа давление в залежах обычно падает, что сказывается на состоянии их содержимого.

Так же как и давление, по мере углубления в недра земли возрастает температура. Глубина в метрах, необходимая для повышения температуры на 1 град, называется геотермической ступенью.

Средняя для всех слоев земли величина геотермической ступени составляет примерно 33 м/град. Однако эта величина резко колеблется в различных частях земного шара и даже по вертикали в одних и тех же месторождениях. Следовательно, пластовая температура в различных залежах различна (табл. 1).

Таблица 1

Давление и температура в некоторых скважинах

Место измерения

Глубина

скважины, м

Пластовое

давление Мн/м2,

Пластовая температура, оС

Супериор, Пасифик-Крик (США)

6259

95,8

154,5

Остров Андрос, Брит.

Вест-Индия………………………

4448,5

42,1

36,7

Карадаг, Баку…………………….

3500

38,2

90

Пласт XII Ташкалинского месторождения (Грозный)………

1700

17,2

80

Жигули, Зольное, пласт Б2……...

1200

11,0

28

Естественно, что столь большие давления и температуры существенно влияют на свойства, а иногда и на качественное состояние пластовых жидкостей и газов. В залежах, расположенных на большой глубине, с большим пластовым давлением и высокими температурами при наличии достаточного количества газа значительная часть нефти находится в виде газового раствора. Такие месторождения называются газоконденсатными.

Физические свойства горных пород в пластовых условиях в связи с высоким давлением также отличаются от их свойств на поверхности. Величина горного давления, обусловливаемого весом вышележащих пород, на глубинах 2000—3000 м достигает 40—65 кн!м2. Для промысловой практики очень важно знать эти свойства, так как горные породы, слагающие пласт, представляют резервуар нефти и газа и служат путями движения их к забоям скважин при эксплуатации месторождения.

2. СОСТАВ КОЛЛЕКТОРОВ

При решении конкретно-научных задач нефтегазопромысловой геологии одна из исходных задач - изучение внутреннего строения залежи нефти и газа. Суть этой задачи сводится к выделению в объеме залежи геологических тел, сложенных породами-коллекторами и породами-неколлекторами, а затем к выделению в объеме, занятом породами-коллекторами, геологических тел, различающихся значениями основных геолого-промысловых свойств - пористости, проницаемости, продуктивности и т.п. Другими словами, в статическом геологическом пространстве необходимо выделить некоторую систему на основе списка свойств, соответствующего цели исследования, и выявить структуру этой системы.

coolreferat.com

Новые технологии при разработке карбонатных коллекторов // Разведка и разработка // Наука и технологии

В карбонатных коллекторах содержится значительное количество запасов углеводородов. Известно, что основными проблемами при разработке залежей нефти в карбонатных коллекторах являются: низкая пористость, трещиноватость, неоднородность, повышенная вязкость нефти; и, как следствие всего этого - невысокие значения коэффициента извлечения нефти (КИН).

Анализируя существующие методы воздействия на призабойную зону и пласт в целом, мы пришли к выводу, что наиболее оптимальными являются потокоотклоняющие и водоизолирующие технологии, основанные как на создании малопроницаемых геле-осадкообразных экранов, так и инвертных эмульсий селективного действия.

Проанализировав положительные и отрицательные аспекты большинства предлагаемых технологий, а также проведя дополнительные эксперименты по изучению процессов гелеобразования в пористой среде с привлечением результатов работ в смежных областях, нами был выработан свой подход к проблеме создания технологий ОПЗ и ПНП для применения в карбонатных коллекторах, руководствуясь которым мы разработали новую комплексную технологию для воздействия на карбонатный пласт.

Комплексный подход осуществляется путем воздействия на пласт как со стороны нагнетательных скважин с применением композиции СНПХ-8310, так и со стороны добывающих скважин участка с применением композиции СНПХ-8320.

Повышение эффективности технологии и разработка новой композиции СНПХ-8310 связаны с введением пролонгатора действия, который позволил увеличить глубину образования потокоотклоняющего экрана, по результатам физического моделирования, почти в три раза. Физическое моделирование проводилось на моделях пласта заполненных дезинтегрированным карбонатны керновым материалом.

Глубина проникновения СНПХ-8310, без добавления пролонгатора составляла порядка 10 % от длины модели. Добавление пролонгатора действия в количестве 500 мг/кг привело к увеличению глубины проникновения композиции в модель до 30 % от ее длины.

Специальные исследования показали, что используемый нами пролонгатор наиболее эффективен в средах, содержащих карбонат кальция, т.е. для карбонатных коллекторов.

Поведение композиции СНПХ-8310 изучали на модели неоднородного, карбонатного, водонефтенасыщенного пласта с применением метода импульсной ЯМР спектроскопии.

Анализ результатов проведенного эксперимента показал следующее:

- При первичном заводнении коэффициент нефтевытеснения по высокопроницаемому пропластку составлял 62,55%, а по низкопроницаемому - 38% .

- За время ввода в поровое пространство композиции, количество вытесненной нефти увеличилось в низкопроницаемом пропластке на 5 %, в высокопроницаемом на 3,2 % и по пласту в целом на 4 %. Вытеснение нефти при фильтрации композиции происходило, по-видимому, за счет выделявшегося углекислого газа, который является эффективным нефтевытесняющим реагентом.

Для ОПЗ добывающих скважин была разработана композиция комплексного действия СНПХ-8320, представляющая собой инвертную эмульсию, содержащую углеводород, кислоты, неорганические соли и ПАВ. В качестве ПАВ использовали эмульгатор инвертных эмульсий собственного производства СНПХ-9777, способный создавать устойчивые эмульсии в широком диапазоне температур и рН.

Были проведены опытно-промышленные испытания комплексной технологий СНПХ-8310, СНПХ-8320 на Сундур-Нязинском месторождении Удмуртнефть. Скважины опытного участка эксплуатируют отложения башкирского яруса, сложенные преимущественно неоднородными карбонатами. К моменту обработки месторождение интенсивно эксплуатировалось около 20 лет. Обводненность продукции добывающих скважин закачиваемой водой составляла от 87 до 99%.

Были обработаны две нагнетательные скважины с применением композиции СНПХ-8310 и пять добывающих скважин участка с применением СНПХ-8320.

При проведении обработок была установлена высокая технологичность применения этих композиций. Например, при закачке СНПХ-8310 не происходит возрастания давления закачки, в отличие от большинства применяемых изолирующих составов. Изоляция промытых зон производится на значительном удалении от забоя нагнетательной скважины. Естественно необходимо увеличивать объем закачиваемой композиции, но в связи с низкой ценой реагента это не проблематично.

В течение первого месяца после проведения обработок дополнительная добыча нефти по участку составила свыше 1000 тонн, что с экономической точки зрения, полностью покрывает затраты на реагент и проведение обработок.

Кроме дополнительной нефти при проведении обработок произошло значительное снижение попутно добываемой воды, что составляет существенную экономию энергетических и материальных ресурсов.

В дальнейшем эксперименты по комплексному применению композиций СНПХ-8310 и СНПХ-8320 были расширены и проведены обработки на 3-х участках Чутырского месторождения. Было обработано 3 нагнетательных и 12 добывающих скважин. В результате проведенных работ было дополнительно получено свыше 7000 т. нефти.

Таким образом, промысловый эксперимент полностью подтвердил теоретические предпосылки и результаты лабораторных исследований. Композиции СНПХ-8310 и СНПХ-8320 при совместном применении в карбонатных коллекторах, позволяют значительно снизить обводненность продукции при увеличении дебита по нефти.

Одним из перспективных направлений в разработке карбонатных коллекторов является разработка технических средств, для тепловой обработки призабойной зоны (ОПЗ) скважин совместно с реагентным воздействием на коллектор.

На начальном этапе разработки технологии мы использовали контейнерный нагреватель ТТН, комплектуемый совместно с серийными термостойкими пакерами, который позволяет производить тепловые обработки неглубоких скважин. Принцип действия «твердотопливного нагревателя» (ТТН) основан на сгорании специальных тердых горючих смесей в контейнере, спущенном на забой скважины (в зону перфорации). За счет того, что горячий теплоноситель не транспортируется с поверхности, а генерация тепловой энергии, происходит непосредственно на забое скважины, мы можем значительно уменьшить потери тепла при прогреве околоскважинной зоны пласта. Интенсивный разогрев пласта выделением большого количества тепла с одновременным образованием из продуктов горения газообразного СО2, обеспечивается при использовании теплового воздействия на пласт непосредственно внутри скважины. В отличие от аккумуляторов давления для скважины (АДС), применяемых при осуществлении термогазохимического воздействия на пласт, скорость горения топлива в ТТН является регулируемой и протекает в течение длительного времени, что позволяет осуществлять равномерный прогрев ПЗС с заданной температурой. В результате происходит снижение вязкости добываемой продукции и улучшение гидродинамических характеристик разработки залежей вязких нефтей в карбонатных коллекторах.

Заложенные в конструкцию характеристики нашли своё полное подтверждение в промысловых испытаниях и позволяют, при необходимости, использовать ТТН, как с целью прогрева околоскважинной зоны пласта, так и для инициирования очага внутрипластового горения и получения продуктов внутрипластового крекинга, пиролиза и газификации ВВН и ПБ.

На основании проведенных работ мы пришли к выводу, что более эффективным способом добычи вязких нефтей из карбонатных коллекторов, будет применение комбинированного воздействия, включающего инициирование тепло- физико- химических процессов в пласте. Проводя исследовательские работы коллектив авторов решил остановится на детальной проработке внутрискважинного синтеза так называемого «оксидата» из широких фракций легких углеводородов (ШФЛУ). Проведенные эксперименты показали, что разработанный для этих целей, катализатор позволяет окислять ШФЛУ на фракции при малом давлении (до 4 мПа) и температуре не превышающей 1500С

Механизм воздействия «оксидата» на призабойную зону пласта (ПЗП) представляется совокупностью нескольких процессов.

Так как реакция жидкофазного окисления (ЖФО) легких углеводородов является экзотермической, в результате чего в пласте образуется значительное количество тепла (22000 кДж на 1кг окисленного углеводорода), то образующаяся при реакции ЖФО группа растворителей и выделившееся тепло растворяют АСПО при их наличии в ПЗП и разрушают граничный слой нефти на контакте с породообразующими минералами.

Вследствие деблокирования порового пространства пород от высокомолекулярных углеводородных соединений улучшаются условия доступа группы карбоновых кислот к породе. При этом кислотная группа, вступая в химическое воздействие с карбонатным коллектором, увеличивает его проницаемость и пористость. Образующиеся соли карбоновых кислот являются водорастворимыми.

Меньшая скорость реагирования карбоновых кислот с карбонатными породами в сравнении с соляной кислотой позволяет проводить более глубокие обработки призабойной зоны скважины.

Образование и нейтрализация кислот происходят непосредственно в пласте, без контакта с оборудованием скважины.

Наличие в продуктах окисления уксусной кислоты способствует удалению из призабойной зоны окисных соединений железа, так как в результате их химического взаимодействия образуются водорастворимые соли.

Полученные продукты жидкофазного окисления легких углеводородов являются водорастворимыми, а также снижают поверхностное натяжение нефти на границе с твердой фазой, то есть обладают поверхностно - активными свойствами.

Технология заключается в инициировании синтеза окисления легких углеводородов в карбоновые кислоты в специальном устройстве, спускаемом на забой скважины в необходимый интервал обработки.

Образец «оксидата» (на основе окисления ШФЛУ) был испытан на линейных моделях карбонатного пласта путем многократной прокачки реагента через водонефтенасыщенную модель для определения эффективности его применения (рис 5).

Проведенные эксперименты подтвердили возможность увеличения нефтеотдачи за счет использования предлагаемой технологии. При воздействии «оксидата» на нефтенасыщенный карбонатный пласт происходит как разжижение и вытеснение ВВН, так и увеличение проницаемости самого пласта благодаря взаимодействию карбоновых кислот «оксидата» с карбонатным коллектором. Суммарный прирост коэффициента вытеснения (КИН) превысил 20%.

На основании результатов стендовых испытаний по отработке режимов технологического процесса окисления ШФЛУ проведенных в лаборатории были даны рекомендации на разработку и изготовление промышленного образца внутрискважинного реактора. Первоначально в качестве нагревателя исходных продуктов рассматривался вариант применения твердотопливного нагревателя (ТТН). Однако, в ходе разработки и испытаний выявился ряд недостатков такого решения: процесс разогрева при использовании такого типа нагревателя сложно регулируем, что может привести к несанкционированному взрыву продуктов смешения; при необходимости остановки реакции (выхода из автокаталитического процесса) повторный запуск процесса с ТТН невозможен без подъема устройства на поверхность. Наиболее простым и доступным способом создания повышенной температуры в призабойной зоне пласта был признан электропрогрев, который может быть осуществлен как циклически, так и стационарно, что позволяет контролировать автокаталитические процессы. В НИИнефтепромхим был разработан и изготовлен опытно-промышленный образец глубинного реактора окисления легких углеводородов (СНПХ-ГРОЛУ) который лишен недостатков ТТН, в основу которого заложена конструкция с электронагревом, с возможностью автоматизации контроля автокаталитических процессов.

Одним из технических решений при разработке устройства реактора явилось то, что в качестве пористой среды и пламегасителя был предложен силикагель, обеспечивающий безопасное проведение процесса окисления. Кроме того, его применение позволяет значительно увеличить площадь контакта, окисляемого вещества с кислородом воздуха в реакторе, что уменьшает время индукции окисления ШФЛУ.

В заключение стоит отметить, что на настоящем этапе разработки большинства месторождений РФ необходим комплексный подход к воздействию на истощенные сложнопостроенные карбонатные коллектора. При проектировании процесса воздействия необходимо учитывать максимальное количество доступной информации, как по физико-химическим процессам, происходящим при воздействии на пласт, так и по геологическому строению коллектора.

О.В.Лукьянов,

А.Ф.Шагеев,

А.В.Семенов

neftegaz.ru

Система ПЛАСТ- СКВАЖИНА – НЕФТЕСБОРНЫЙ КОЛЛЕКТОР

При эксплуатации скважины движение пластовой жидкости осуществляется в  трех системах ПЛАСТ- СКВАЖИНА – КОЛЛЕКТОР, которые действуют независимо друг друга, при этом взаимосвязаны между собой.

 Рассмотрим  эти системы

ПЛАСТ

Жидкости и газы находятся в пласте под давлением, которое называется пластовым. Пластовое давление - показатель, характеризующий природную энергию. Чем больше пластовое давление, тем большей энергией обладает пласт.

Начальное пластовое давление - давление в пласте до начала его разработки, как правило, находится в прямой связи с глубиной залегания нефтяного (газового) пласта и может быть определено приближенно по формуле :

где:     Рпл.н      - начальное пластовое давление

            Н                      - глубина залегания пласта

            r                      - плотность воды

            g                      - ускорение свободного падения (9.81 м/сек2)

            104                    - переводный коэффициент, Па.

            Обычно пластовое давление бывает больше или меньше вычисленного по формуле. Такое его значение определяют при непосредственных замерах глубинным манометром, которым обычно определяют забойное давление - давление на забое работающей или простаивающей скважины.

При эксплуатации скважины важнейшее значение имеет перепад давления на забое, которое является определяющим при работе скважины. Оно представляет собой разницу между пластовым давлением и забойным давлением.

Перепад давления = Рпл. – Рзаб.

Движение нефти начинается с какого – то расстояния, по мере движения к стволу скважины пластовой жидкости поток ее увеличивается, вследствие чего растет гидродинамическое давление. Наибольшего значения оно достигает в призабойной зоне пласта, равной 0.8 – 1.5 метра. Решающую роль играет забойное давление, чем ниже забойное давление, тем скважина может работать более продуктивно. Наибольший перепад давления в призабойной зоне пласта приводит к различным явлениям, например выпадение в осадок в этой зоне солей, твердых частиц, смол, асфальтенов, может возникнуть турбулентное движение жидкости. Все эти явления уменьшают течение жидкости из пласта и называются скин – эффектом.

 

 

 

 

 

 

Индекс продуктивности – J или PI представляет собой отношение дебита скважины к  перепаду давлений на забое. Индекс продуктивности  может быть как для нефти, так и для пластовой жидкости.

 

J = PI = qн / Рпл. – Рзаб.

Движение жидкости в коллекторе исследовано и происходит по закону Дарси и определяется по формуле при стабильном состоянии скважины

· при псевдо-стабильном состоянии скважины

Где μн  - вязкость пластового флюида

Rскв. – радиус скважины

k – проницаемость

S – скин

βн – пластовый объемный фактор

rзал – радиус зоны пласта откуда осуществляется добыча

h –мощность пласта

Формула Вогеля для нефтяной скважины

Формула для для пласта не имеющего нарушений и с добычей придавлении  ниже давления насыщения. Основывается на теории работы залежи в режиме растворенного газа.

Комбинированная формула Дарси- Вогеля для нефтяных скважин.

Максимальный дебит по комбинированной формуле Дарси- Вогеля:

Где        pнас  - давление насыщения

Qнас – дебит при котором забойное давление равно давлению насыщения

Из графиков и формул видно, что течение жидкости в пласте происходит по линейной зависимости при  давлениях выше давления насыщения. При давлениях ниже давления насыщения течение жидкости происходит по квадратичной зависимости. 

При движении жидкости по пласту наибольший перепад давления наблюдается в ПЗП зоне 1-2 метра перед зоной перфорации. В связи с этим наибольший ущерб пласту наступает именно в этой зоне.

oilloot.ru

Способ добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов

Изобретение относится к добыче нефти из коллекторов с вязкой нефтью и низкой проницаемостью. Обеспечивает интенсификацию добычи, увеличение охвата пласта воздействием и извлечение из него нефти за счет создания в продуктивном пласте сети трещин между нагнетательной и добывающими скважинами. Сущность изобретения: в пробуренную и обсаженную до кровли пласта скважину спускают заряд взрывчатого вещества, взрывают его против продуктивного пласта и создают в нем каверны и расходящиеся радиально от скважины трещины. Заряды взрывчатого вещества спускают в скважины элемента системы разработки месторождения, пробуренные на расстоянии между нагнетательной и добывающими скважинами элемента, меньшем, чем глубина продуктивного пласта, и создают в нем каверны и расходящиеся радиально от скважин трещины. В нагнетательную скважину дополнительно спускают больший заряд, взрывают его против продуктивного пласта и создают в нем котел и сеть трещин, соединяющую нагнетательную с добывающими скважинами элемента. Проводят эксплуатацию скважин элемента до выработки в нем запасов. Скважины соседних элементов эксплуатируют аналогичным образом. 1 ил.

Изобретение относится к добыче нефти преимущественно из коллекторов с вязкой нефтью и низкой проницаемостью.

Известен способ добычи нефти с гидравлическим разрывом пласта (Ф.С.Абдуллин. Добыча нефти и газа. М.: Недра. 1983, с.216-223), включающий закачку в скважину жидкости под высоким давлением и раскрытие в призабойной зоне существующих, а также создание новых трещин в продуктивном пласте.

Способ позволяет производить добычу нефти при повышенной продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин.

Недостатком способа является то, что при его использовании не обеспечивается надежная гидродинамическая связь между нагнетательной и добывающими скважинами, так как при гидроразрыве пласта трещины образуются в любом, в том числе и в вертикальном направлении.

Известен также способ добычи нефти с термогазохимическим воздействием на пласт (Ф.С.Абдуллин. Добыча нефти и газа. М.: Недра. 1983, с.238-239), включающий спуск в скважину пороховых зарядов, производство «медленного взрыва» против продуктивного пласта и раскрытие существующих и создание новых трещин, по которым интенсивно движутся нагретые при горении жидкости и газообразные продукты горения вглубь пласта.

Способ позволяет производить добычу нефти с содержанием парафина и асфальтосмолистых веществ при повышенной продуктивности скважин.

Недостатком способа является то, что при его использовании радиус воздействия на пласт незначителен.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому способу является способ добычи нефти с торпедированием скважин (Ф.С.Абдуллин. Добыча нефти и газа. М.: Недра. 1983, с.234-235), включающий спуск в пробуренную и обсаженную до кровли пласта скважину заряда взрывчатого вещества, взрыв его против продуктивного пласта и создание в нем каверны и расходящихся радиально от скважины трещин.

Известный способ позволяет улучшить приток нефти в скважину и приемистость пластом нагнетаемого агента.

Недостатком способа является то, что при добыче нефти из низкопроницаемых коллекторов, особенно насыщенных высоковязкой нефтью, охват пласта воздействием и извлечение из него нефти остаются низкими, так как в нем нет достаточно развитой сети трещин для фильтрации между нагнетательной и добывающими скважинами и возможен преждевременный прорыв в добывающие скважины нагнетаемого рабочего агента по наиболее проницаемым трещинам, в то время, когда значительная часть нефти остается еще в поровом пространстве и мелких трещинах.

Технической задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является интенсификация добычи, увеличение охвата пласта воздействием и извлечение из него нефти за счет создания в продуктивном пласте сети трещин между нагнетательной и добывающими скважинами.

Поставленная техническая задача решается описываемым способом добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов, включающем спуск в пробуренную и обсаженную до кровли пласта скважину заряда взрывчатого вещества, взрыв его против продуктивного пласта и создание в нем каверны и расходящихся радиально от скважины трещин, при этом заряды взрывчатого вещества спускают в скважины элемента системы разработки месторождения, пробуренные на расстоянии между нагнетательной и добывающими скважинами элемента, меньшем, чем глубина продуктивного пласта, взрывают их против продуктивного пласта и создают в нем каверны и расходящиеся радиально от скважин трещины, в нагнетательную скважину дополнительно спускают больший заряд, взрывают его против продуктивного пласта и создают в нем котел и сеть трещин, соединяющую нагнетательную с добывающими скважинами элемента, проводят эксплуатацию скважин элемента до выработки в нем запасов, скважины соседних элементов эксплуатируют аналогичным образом.

Проведенные исследования показали, что спуск в скважины элемента системы разработки месторождения, пробуренные на расстоянии между нагнетательной и добывающими скважинами элемента, меньшем, чем глубина продуктивного пласта, зарядов взрывчатого вещества, взрыв их против продуктивного пласта и создание в нем каверн и расходящихся радиально от скважин трещин, дополнительный спуск в нагнетательную скважину большего заряда, взрыв его против продуктивного пласта и создание в нем котла и сети трещин, соединяющей нагнетательную с добывающими скважинами элемента, проведение эксплуатации скважин элемента до выработки в нем запасов, эксплуатация скважин соседних элементов аналогичным образом позволяет:

- во-первых, создать в продуктивном пласте сеть трещин в горизонтальном направлении между нагнетательной и добывающими скважинами элемента за счет меньшего расстояния между ними, чем между пластом и поверхностью земли;

- во-вторых, увеличить приемистость скважины за счет увеличения ее диаметра в интервале продуктивного пласта;

- в-третьих, увеличить охват пласта воздействием и извлечение из него нефти за счет соединения сетью трещин, изолированных ранее в продуктивном пласте скоплений нефти и снижения вероятности преждевременных (кинжальных) прорывов вытесняющего агента в добывающие скважины.

Совокупность отличительных признаков предлагаемого способа добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов позволяет увеличить приемистость нагнетательной скважины, создать в горизонтальном направлении сеть трещин, соединяющую нагнетательную скважину с добывающими, увеличить охват пласта воздействием и извлечение из него нефти, интенсифицировать добычу.

Из патентной и научно-технической литературы нам неизвестна заявляемая совокупность отличительных признаков. Следовательно, заявляемый способ соответствует критерию изобретения «изобретательный уровень».

На чертеже показана схема осуществления предлагаемого способа.

Способ осуществляют в следующей последовательности (совмещен с примером конкретного выполнения).

В пробуренные и обсаженные до кровли пласта нагнетательную 1 и четыре добывающие скважины 2, например, элемента пятиточечной системы разработки месторождения, разбуренного с расстоянием между нагнетательной 1 и добывающими скважинами 2 меньшим, чем глубина продуктивного пласта, спускают заряды взрывчатого вещества на открытый забой против продуктивного пласта. При глубине продуктивного пласта 100 м, что соответствует глубине залегания битумной нефти в Татарстане, расстояние между нагнетательной 1 и добывающими скважинами 2 в элементе примем, например, равным 50 м. Спущенные заряды взрывают. При этом создают каверны 3, увеличивающие диаметры скважин 1 и 2 в интервале продуктивного пласта, и трещины, расходящиеся от скважин 1 и 2 в радиальном направлении, что приводит к улучшению условий притока нефти в добывающие скважины 2.

В нагнетательную скважину 1 спускают больший заряд взрывчатого вещества. Величину заряда определяют опытным или расчетным путем с учетом свойств горных пород и взрывчатого вещества, расстояния между нагнетательной и добывающими скважинами и т.п. Образовавшаяся в результате первого взрыва в нагнетательной скважине 1 каверна обеспечивает возможность размещения в ней большего заряда взрывчатого вещества. Размещенный в каверне нагнетательной скважины 1 больший заряд взрывчатого вещества взрывают против продуктивного пласта. При этом в открытом забое нагнетательной скважины 1 в продуктивном пласте создают котел 4, увеличивающий в ней размер каверны, а также сеть горизонтально направленных в продуктивном пласте трещин между нагнетательной 1 и добывающими скважинами 2. Направление трещин при взрыве определяется главным образом наименьшим расстоянием от места взрыва до пустот в горной породе, которыми в данном случае являются каверны 3 добывающих скважин 2.

Проводят эксплуатацию скважин элемента пятиточечной системы разработки закачкой в нагнетательную скважину 1 рабочего агента, в качестве которого может быть использована вода, газ, пар и т.п. в зависимости от свойств пласта и насыщающих его флюидов и отбором продукции из добывающих скважин 2. Эксплуатацию нагнетательной скважины 1 проводят при повышенной приемистости за счет увеличения площади фильтрации рабочего агента из скважины в пласт через стенки созданного котла 4 и снижения гидравлического сопротивления в призабойной зоне. Рабочий агент, поступая в пласт, движется по поровому пространству, существовавшим и вновь созданным трещинам в направлении добывающих скважин 2 элемента, вытесняя содержащуюся в порах и трещинах продуктивного пласта нефть. При этом улучшаются условия и появляется возможность извлечения нефти из мелких трещин и пор через созданные более крупные и проницаемые трещины, а также из замкнутых ранее объемов через связь их с созданной сетью трещин. Следует отметить, что изолированные трещины и поры, содержащие нефть, чаще встречаются в твердых карбонатных породах, поэтому эффективность применения предлагаемого способа на таких месторождениях выше. Кроме того, созданная в продуктивном пласте сеть трещин интенсифицирует процесс извлечения нефти из него. Эксплуатацию скважин элемента ведут до выработки в нем запасов нефти.

Скважины соседних элементов системы разработки эксплуатируют аналогичным образом до выработки запасов нефти по всему месторождению.

По предлагаемому способу спуск зарядов взрывчатого вещества в скважины элемента системы разработки месторождения, пробуренные на расстоянии между нагнетательной и добывающими скважинами элемента, меньшем, чем глубина продуктивного пласта, взрыв их против продуктивного пласта и создание в нем каверн и расходящихся радиально от скважин трещин, спуск дополнительно в нагнетательную скважину большего заряда, взрыв его против продуктивного пласта и создание в нем котла и сети трещин, соединяющей нагнетательную с добывающими скважинами элемента, проведение эксплуатации скважин элемента до выработки в нем запасов, эксплуатация скважин соседних элементов аналогичным образом обеспечивает увеличение приемистости нагнетательной и продуктивности добывающих скважин, извлечение нефти из изолированных ранее объемов, увеличение охвата пласта воздействием и извлечения из него нефти, интенсификацию процессов эксплуатации.

Таким образом, применение предлагаемого способа добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов позволяет интенсифицировать процесс разработки месторождения и увеличить коэффициент извлечения из него нефти за счет создания сети трещин между нагнетательной и добывающими скважинами.

bankpatentov.ru

Нефтеотдача - коллектор - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Нефтеотдача - коллектор

Cтраница 3

Поэтому эти ПАВ успешно могут быть использованы для увеличения нефтеотдачи коллекторов, ускорения темпов их разработки и снижения ее стоимости. Лучшие результаты будут давать те ПАВ, которые сильно снижают сгв.  [31]

Даны способы определения водонефтенасыщен-ности, установления границ коллекторских свойств и методика расчета запасов нефти и газа в кавернозно-пористо-трещиноватых породах. Описаны методы определения коэффициента вытеснения нефти водой и показана возможность прогнозирования нефтеотдачи коллекторов.  [32]

В книге освещены физические п физико-химические процессы, связанные с вытеснением нефти водой из неоднородных пористых сред. Рассмотрены механизм вытеснения нефти водой из неоднородных пористых сред и увеличения нефтеотдачи коллекторов. Обоснован выбор качества вод при заводнении залежей и исследовано влияние скорости вытеснения нефти и режима нагнетания воды на нефтеотдачу пласта.  [33]

Как видим, рассмотренная методика расчета продолжительности безводной эксплуатации скважины и время эксплуатации ее при совместной добыче нефти и воды достаточно простая. Чтобы воспользоваться этой методикой, необходимо знать профиль проницаемости пласта по мощности, коэффициент нефтеотдачи коллектора, получаемый в результате экспериментальных исследований вытеснения нефти водой, и коэффициент заводнения ( охвата), определяемый в каждом конкретном случае на электрической модели. Все это несколько ограничивает применение описанной выше методики, однако в случае необходимости не исключает возможность ее использования.  [34]

Таким образом, в настоящей работе предложен способ анализа и прогнозирования разработки нефтяных месторождений, который базируется на основных уравнениях подземной гидродинамики и использует промысловые данные о добыче нефти и воды. Предложенный способ прогнозирования позволяет достаточно надежно определять эффективность проводимых промысловых экспериментов, направленных на увеличение нефтеотдачи коллекторов.  [35]

Результаты, полученные в ходе опытно-промышленных работ, позволили продолжить внедрение данного гелеобразующего состава в условиях месторождений АООТ ЛУКойл-Когалымнефтегаз для повышения нефтеотдачи высокообводненных коллекторов.  [36]

На диаграмме ( рис. 5) показан темп отборов нефти и воды по всей залежи в соответствующие периоды при почти постоянном числе действующих эксплуатационных скважин. Этот рисунок и табл. 4 позволяют по периодам интерпретировать работу макропористого коллектора, насыщенного высоковязкой нефтью, а также дать приближенную оценку нефтеотдачи указанного коллектора.  [37]

На диаграмме ( рис. 5) показан темп отборов нефти и воды по всей залежи месторождения в соответствующие периоды при почти постоянном числе действующих добывающих скважин. Этот рисунок и табл. 4 позволяют по периодам интерпретировать механизм работы вязкоупругой системы в условиях обоснованной модели пласта и дать приближенную оценку нефтеотдачи указанного коллектора.  [39]

Следовательно, высоковязкая смолистая нефть при наличии в ней растворенного газа, находясь в коллекторах с аномально высокой проницаемостью, обладает высокой подвижностью и нефтеотдачей. Однако по мере снижения проницаемости и газового фактора происходит резкое уменьшение нефтеотдачи. Наличие растворенного газа особенно влияет на нефтеотдачу низкопроницаемых микропористых коллекторов.  [40]

Следовательно, высоковязкая смолистая нефть при содержании в ней растворенного газа, находясь в коллекторах с аномально высокой проницаемостью, обладает высокой подвижностью и нефтеотдачей. Однако по мере снижения проницаемости и газового фактора резко уменьшается нефтеотдача. Растворенный газ особенно заметно влияет на нефтеотдачу низкопроницаемых микропористых коллекторов.  [42]

Однако со времени издания их в области физики нефтяного пласта накопилось много новых данных, которые необходимо осветить на уровне современных знаний. Это касается главным образом вопросов физики и физико-химии вытеснения нефти из пластов и проблем увеличения нефтеотдачи коллекторов. В настоящем пособии сделана попытка восполнить этот пробел.  [43]

К поступлению ионов водорода в метаморфизованные подземные воды приводит и электролитическая диссоциация слабых кислот. Среди них важную геохимическую роль играют угольная и уксусная кислоты. Углекислота не только содержится в загрязненных атмосферных осадках, сточных и природных водах, но и генерируется при закачке сжатого С02 и карбонизированной воды для повышения нефтеотдачи коллекторов II и III подзон. Как будет показано в главе VI, уксусная кислота является промежуточным продуктом биоокисления нефтяных углеводородов в загрязненных ими водах.  [44]

Ухудшение проницаемости ПЗП ведет к неравномерной выработке пласта. При слоистости коллектора из отдельных пропластков не удается извлечь нефть даже частично. Это, в свою очередь, обусловливает снижение нефтеотдачи коллектора и нерациональное использование недр. Поэтому принудительная очистка ПЗП является одним из необходимых мероприятий.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Способ добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов

Изобретение относится к добыче нефти из коллекторов с вязкой нефтью и низкой проницаемостью. Обеспечивает интенсификацию добычи, увеличение охвата пласта воздействием и извлечение из него нефти за счет создания в продуктивном пласте сети трещин между нагнетательной и добывающими скважинами. Сущность изобретения: в пробуренную и обсаженную до кровли пласта скважину спускают заряд взрывчатого вещества, взрывают его против продуктивного пласта и создают в нем каверны и расходящиеся радиально от скважины трещины. Заряды взрывчатого вещества спускают в скважины элемента системы разработки месторождения, пробуренные на расстоянии между нагнетательной и добывающими скважинами элемента, меньшем, чем глубина продуктивного пласта, и создают в нем каверны и расходящиеся радиально от скважин трещины. В нагнетательную скважину дополнительно спускают больший заряд, взрывают его против продуктивного пласта и создают в нем котел и сеть трещин, соединяющую нагнетательную с добывающими скважинами элемента. Проводят эксплуатацию скважин элемента до выработки в нем запасов. Скважины соседних элементов эксплуатируют аналогичным образом. 1 ил.

 

Изобретение относится к добыче нефти преимущественно из коллекторов с вязкой нефтью и низкой проницаемостью.

Известен способ добычи нефти с гидравлическим разрывом пласта (Ф.С.Абдуллин. Добыча нефти и газа. М.: Недра. 1983, с.216-223), включающий закачку в скважину жидкости под высоким давлением и раскрытие в призабойной зоне существующих, а также создание новых трещин в продуктивном пласте.

Способ позволяет производить добычу нефти при повышенной продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин.

Недостатком способа является то, что при его использовании не обеспечивается надежная гидродинамическая связь между нагнетательной и добывающими скважинами, так как при гидроразрыве пласта трещины образуются в любом, в том числе и в вертикальном направлении.

Известен также способ добычи нефти с термогазохимическим воздействием на пласт (Ф.С.Абдуллин. Добыча нефти и газа. М.: Недра. 1983, с.238-239), включающий спуск в скважину пороховых зарядов, производство «медленного взрыва» против продуктивного пласта и раскрытие существующих и создание новых трещин, по которым интенсивно движутся нагретые при горении жидкости и газообразные продукты горения вглубь пласта.

Способ позволяет производить добычу нефти с содержанием парафина и асфальтосмолистых веществ при повышенной продуктивности скважин.

Недостатком способа является то, что при его использовании радиус воздействия на пласт незначителен.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому способу является способ добычи нефти с торпедированием скважин (Ф.С.Абдуллин. Добыча нефти и газа. М.: Недра. 1983, с.234-235), включающий спуск в пробуренную и обсаженную до кровли пласта скважину заряда взрывчатого вещества, взрыв его против продуктивного пласта и создание в нем каверны и расходящихся радиально от скважины трещин.

Известный способ позволяет улучшить приток нефти в скважину и приемистость пластом нагнетаемого агента.

Недостатком способа является то, что при добыче нефти из низкопроницаемых коллекторов, особенно насыщенных высоковязкой нефтью, охват пласта воздействием и извлечение из него нефти остаются низкими, так как в нем нет достаточно развитой сети трещин для фильтрации между нагнетательной и добывающими скважинами и возможен преждевременный прорыв в добывающие скважины нагнетаемого рабочего агента по наиболее проницаемым трещинам, в то время, когда значительная часть нефти остается еще в поровом пространстве и мелких трещинах.

Технической задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является интенсификация добычи, увеличение охвата пласта воздействием и извлечение из него нефти за счет создания в продуктивном пласте сети трещин между нагнетательной и добывающими скважинами.

Поставленная техническая задача решается описываемым способом добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов, включающем спуск в пробуренную и обсаженную до кровли пласта скважину заряда взрывчатого вещества, взрыв его против продуктивного пласта и создание в нем каверны и расходящихся радиально от скважины трещин, при этом заряды взрывчатого вещества спускают в скважины элемента системы разработки месторождения, пробуренные на расстоянии между нагнетательной и добывающими скважинами элемента, меньшем, чем глубина продуктивного пласта, взрывают их против продуктивного пласта и создают в нем каверны и расходящиеся радиально от скважин трещины, в нагнетательную скважину дополнительно спускают больший заряд, взрывают его против продуктивного пласта и создают в нем котел и сеть трещин, соединяющую нагнетательную с добывающими скважинами элемента, проводят эксплуатацию скважин элемента до выработки в нем запасов, скважины соседних элементов эксплуатируют аналогичным образом.

Проведенные исследования показали, что спуск в скважины элемента системы разработки месторождения, пробуренные на расстоянии между нагнетательной и добывающими скважинами элемента, меньшем, чем глубина продуктивного пласта, зарядов взрывчатого вещества, взрыв их против продуктивного пласта и создание в нем каверн и расходящихся радиально от скважин трещин, дополнительный спуск в нагнетательную скважину большего заряда, взрыв его против продуктивного пласта и создание в нем котла и сети трещин, соединяющей нагнетательную с добывающими скважинами элемента, проведение эксплуатации скважин элемента до выработки в нем запасов, эксплуатация скважин соседних элементов аналогичным образом позволяет:

- во-первых, создать в продуктивном пласте сеть трещин в горизонтальном направлении между нагнетательной и добывающими скважинами элемента за счет меньшего расстояния между ними, чем между пластом и поверхностью земли;

- во-вторых, увеличить приемистость скважины за счет увеличения ее диаметра в интервале продуктивного пласта;

- в-третьих, увеличить охват пласта воздействием и извлечение из него нефти за счет соединения сетью трещин, изолированных ранее в продуктивном пласте скоплений нефти и снижения вероятности преждевременных (кинжальных) прорывов вытесняющего агента в добывающие скважины.

Совокупность отличительных признаков предлагаемого способа добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов позволяет увеличить приемистость нагнетательной скважины, создать в горизонтальном направлении сеть трещин, соединяющую нагнетательную скважину с добывающими, увеличить охват пласта воздействием и извлечение из него нефти, интенсифицировать добычу.

Из патентной и научно-технической литературы нам неизвестна заявляемая совокупность отличительных признаков. Следовательно, заявляемый способ соответствует критерию изобретения «изобретательный уровень».

На чертеже показана схема осуществления предлагаемого способа.

Способ осуществляют в следующей последовательности (совмещен с примером конкретного выполнения).

В пробуренные и обсаженные до кровли пласта нагнетательную 1 и четыре добывающие скважины 2, например, элемента пятиточечной системы разработки месторождения, разбуренного с расстоянием между нагнетательной 1 и добывающими скважинами 2 меньшим, чем глубина продуктивного пласта, спускают заряды взрывчатого вещества на открытый забой против продуктивного пласта. При глубине продуктивного пласта 100 м, что соответствует глубине залегания битумной нефти в Татарстане, расстояние между нагнетательной 1 и добывающими скважинами 2 в элементе примем, например, равным 50 м. Спущенные заряды взрывают. При этом создают каверны 3, увеличивающие диаметры скважин 1 и 2 в интервале продуктивного пласта, и трещины, расходящиеся от скважин 1 и 2 в радиальном направлении, что приводит к улучшению условий притока нефти в добывающие скважины 2.

В нагнетательную скважину 1 спускают больший заряд взрывчатого вещества. Величину заряда определяют опытным или расчетным путем с учетом свойств горных пород и взрывчатого вещества, расстояния между нагнетательной и добывающими скважинами и т.п. Образовавшаяся в результате первого взрыва в нагнетательной скважине 1 каверна обеспечивает возможность размещения в ней большего заряда взрывчатого вещества. Размещенный в каверне нагнетательной скважины 1 больший заряд взрывчатого вещества взрывают против продуктивного пласта. При этом в открытом забое нагнетательной скважины 1 в продуктивном пласте создают котел 4, увеличивающий в ней размер каверны, а также сеть горизонтально направленных в продуктивном пласте трещин между нагнетательной 1 и добывающими скважинами 2. Направление трещин при взрыве определяется главным образом наименьшим расстоянием от места взрыва до пустот в горной породе, которыми в данном случае являются каверны 3 добывающих скважин 2.

Проводят эксплуатацию скважин элемента пятиточечной системы разработки закачкой в нагнетательную скважину 1 рабочего агента, в качестве которого может быть использована вода, газ, пар и т.п. в зависимости от свойств пласта и насыщающих его флюидов и отбором продукции из добывающих скважин 2. Эксплуатацию нагнетательной скважины 1 проводят при повышенной приемистости за счет увеличения площади фильтрации рабочего агента из скважины в пласт через стенки созданного котла 4 и снижения гидравлического сопротивления в призабойной зоне. Рабочий агент, поступая в пласт, движется по поровому пространству, существовавшим и вновь созданным трещинам в направлении добывающих скважин 2 элемента, вытесняя содержащуюся в порах и трещинах продуктивного пласта нефть. При этом улучшаются условия и появляется возможность извлечения нефти из мелких трещин и пор через созданные более крупные и проницаемые трещины, а также из замкнутых ранее объемов через связь их с созданной сетью трещин. Следует отметить, что изолированные трещины и поры, содержащие нефть, чаще встречаются в твердых карбонатных породах, поэтому эффективность применения предлагаемого способа на таких месторождениях выше. Кроме того, созданная в продуктивном пласте сеть трещин интенсифицирует процесс извлечения нефти из него. Эксплуатацию скважин элемента ведут до выработки в нем запасов нефти.

Скважины соседних элементов системы разработки эксплуатируют аналогичным образом до выработки запасов нефти по всему месторождению.

По предлагаемому способу спуск зарядов взрывчатого вещества в скважины элемента системы разработки месторождения, пробуренные на расстоянии между нагнетательной и добывающими скважинами элемента, меньшем, чем глубина продуктивного пласта, взрыв их против продуктивного пласта и создание в нем каверн и расходящихся радиально от скважин трещин, спуск дополнительно в нагнетательную скважину большего заряда, взрыв его против продуктивного пласта и создание в нем котла и сети трещин, соединяющей нагнетательную с добывающими скважинами элемента, проведение эксплуатации скважин элемента до выработки в нем запасов, эксплуатация скважин соседних элементов аналогичным образом обеспечивает увеличение приемистости нагнетательной и продуктивности добывающих скважин, извлечение нефти из изолированных ранее объемов, увеличение охвата пласта воздействием и извлечения из него нефти, интенсификацию процессов эксплуатации.

Таким образом, применение предлагаемого способа добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов позволяет интенсифицировать процесс разработки месторождения и увеличить коэффициент извлечения из него нефти за счет создания сети трещин между нагнетательной и добывающими скважинами.

Способ добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов, включающий спуск в пробуренную и обсаженную до кровли пласта скважину заряда взрывчатого вещества, взрыв его против продуктивного пласта и создание в нем каверны и расходящихся радиально от скважины трещин, отличающийся тем, что заряды взрывчатого вещества спускают в скважины элемента системы разработки месторождения, пробуренные на расстоянии между нагнетательной и добывающими скважинами элемента меньшем, чем глубина продуктивного пласта, взрывают их против продуктивного пласта и создают в нем каверны и расходящиеся радиально от скважин трещины, в нагнетательную скважину дополнительно спускают больший заряд, взрывают его против продуктивного пласта и создают в нем котел и сеть трещин, соединяющую нагнетательную с добывающими скважинами элемента, проводят эксплуатацию скважин элемента до выработки в нем запасов, скважины соседних элементов эксплуатируют аналогичным образом.

www.findpatent.ru

НЕТРАДИЦИОННЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА

Геологии и геофизики нефти и газа

Министерство образования и науки Российской Федерации Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина ПРОГРАММА вступительных испытаний

Подробнее

РАБОЧАЯ УЧЕБНАЯ ПРОГРАММА

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ РОСТОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ РАБОЧАЯ УЧЕБНАЯ ПРОГРАММА курса "Природные резервуары» для студентов 5 курса ОЗО специальности 080500 (геология нефти

Подробнее

1. Цели освоения дисциплины

1. Цели освоения дисциплины 2 Цель и задачи курса ознакомить студентов, обучающихся по направлению «Нефтегазовое дело», профилизации «Геолого-геофизический сервис нефтегазовых скважин» с основами происхождения,

Подробнее

ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА

А.В. Шостак ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА учебное пособие Краснодар 2013 УДК 553.98(075.8) ББК 26.343я73 Ш79 Рецензенты В.А. Соловьев, доктор геолого-минералогических наук, профессор кафедры региональной и морской

Подробнее

Д.А. Соин (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

СВЕРХГИДРОСТАТИЧЕСКИЕ ПЛАСТОВЫЕ ДАВЛЕНИЯ В ГЕОФЛЮИДАЛЬНОЙ СИСТЕМЕ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ НИЖНЕГО МЕЛА И ЮРЫ ЯМАЛЬСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ОБЛАСТИ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ Д.А. Соин (ООО «Газпром ВНИИГАЗ») Твердые, жидкие

Подробнее

Материалы с сайта "Всё о Геологии"

Рис. 5. Разрез, полученный после вычитания поля кратных волн. ОБЗОР МЕТОДОВ ПОСТРОЕНИЯ ГЛУБИННО-СКОРОСТНЫХ МОДЕЛЕЙ И ОПЫТ ПРАКТИЧЕСКОГО ПРИМЕНЕНИЯ НА ДАННЫХ НАЗЕМНОЙ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ Шматков Алексей Алексеевич

Подробнее

ПОРОДЫ-ПОКРЫШКИ (ФЛЮИДОУПОРЫ)

ПОРОДЫ-ПОКРЫШКИ (ФЛЮИДОУПОРЫ) Флюидоупор один из двух главных составляющих природного резервуара. Наличие в разрезе флюидоупора является обязательным условиям формирования и сохранения промышленных скоплений

Подробнее

строении Земли получена косвенными

Литосфера Лектор: Соболева Надежда Петровна, доцент каф. ГЭГХ Внутреннее ур строение Земли Большая часть сведений о глубинном строении Земли получена косвенными геофизическими методами. Земля имеет концентрическое

Подробнее

Геологии и геофизики нефти и газа

Министерство образования и науки Российской Федерации Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина ПРОГРАММА вступительных испытаний

Подробнее

Основы нефтегазопромыслового дела

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Национальный исследовательский Томский политехнический университет Основы нефтегазопромыслового дела

Подробнее

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА Программа вступительных испытаний в магистратуру по направлению 020700.68 «Геология» составлена на основе требований к результатам освоения основных образовательных программ, установленных

Подробнее

Ассистенты:ИсагалиеваАйгульКалиевна

Преподаватель:Борисенко Галина Тимофеевна Контактные данные: [email protected],тел.раб.257-71-57 Кабинет: 520 ГУК Офис-часы: вторник 8.00-14.00;четверг 8.00-14.00,суббота 8.00-14.00 Ассистенты:ИсагалиеваАйгульКалиевна

Подробнее

Запасы и производство

План урока стр. 1 Тема Запасы и производство Источник Нефть и природный газ, страницы 24-25, 26-27 Задачи Ученики узнают о том, что скважинностью породы называют процентное соотношение отверстий (пор)

Подробнее

Геология, поиски и разведка нефти и газа

Геология, поиски и разведка нефти и газа 1. Земля, ее строение и состав 2. Минералы и горные породы 3. Геологические тела и их изображение 4. Геология нефти и газа 5. Поиски и разведка месторождений нефти

Подробнее

География. 5 класс (экстерны)

География. 5 класс (экстерны) Рекомендуемый учебник: «География 5-6 класс» под редакцией А.И. Алексеева, издательство «Просвещение», серия «Полярная звезда». Время изучения 1 четверть 2 четверть Содержание

Подробнее

Урок окружающего мира в 4 а классе

Урок окружающего мира в 4 а классе Назовите оболочки Земли. Из чего состоит твердая каменная оболочка Земли? Ближайшая к Земле АТМОСФЕРА, это воздушное пространство вокруг Земли. Атмосфера состоит из

Подробнее

docplayer.ru