Евразийский сервер публикаций

Евразийский патент № 037109

   Библиографические данные
(11)037109    (13) B1
(21)201900259

 A ]   B ]   C ]   D ]   E ]   F ]   G ]   H ] 

Текущий раздел: E     


Документ опубликован 2021.02.08
Текущий бюллетень: 2021-02  
Все публикации: 037109  
Реестр евразийского патента: 037109  

(22)2019.04.16
(51) E21B 43/20(2006.01)
(43)A1 2020.10.30 Бюллетень № 10  тит.лист, описание 
(45)B1 2021.02.08 Бюллетень № 02  тит.лист, описание 
(96)2019/EA/0040 (BY) 2019.04.16
(71)РЕСПУБЛИКАНСКОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ "ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ОБЪЕДИНЕНИЕ "БЕЛОРУСНЕФТЬ" (BY)
(72)Повжик Пётр Петрович, Демяненко Николай Александрович, Сердюков Дмитрий Вячеславович, Жук Илья Викторович, Мармылёв Игорь Юрьевич (BY)
(73)РЕСПУБЛИКАНСКОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ "ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ОБЪЕДИНЕНИЕ "БЕЛОРУСНЕФТЬ" (BY)
(54)СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
   Формула 
(57) 1. Способ разработки нефтяной залежи на основе системно-адресного воздействия на ее пласты, включающий циклическое-нестационарное нагнетание вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор флюидов через добывающие скважины, дополнительное адресное воздействие химреагентами на пласты через всю совокупность нагнетательных и добывающих скважин, отличающийся тем, что периодически изменяют градиенты давления между зоной нагнетания и зоной отборов и направления нестационарных фильтрационных полей между промытыми пропластками или трещинами и низкопроницаемыми невыработанными связанными пропластками или блоками путем многоэтапного регулирования амплитуды изменения давления, при этом на первом этапе цикла оптимизируют отборы флюидов путем регулирования депрессии в добывающих скважинах, обеспечивающей уменьшенную обводненность добываемой продукции и увеличенные отборы нефти при постоянных объемах нагнетания вытесняющего агента с компенсацией отборов закачкой на уровне 60-80% и воздействуют на залежь знакопеременным изменением давления путем погрупповой остановки-запуска нагнетательных скважин с обеспечением изменения направлений фильтрационных потоков при запусках-остановках на 60-90°; на втором этапе останавливают работу добывающего фонда скважин, закачивают во все нагнетательные скважины потокоотклоняющие химреагенты, после чего осуществляют закачку в них вытесняющего агента до восстановления давления в залежи до уровня, близкого к пластовому, но не превышающего его; на третьем этапе вводят в эксплуатацию с уменьшенной обводненностью и увеличенным отбором нефти весь добывающий фонд с предварительной обработкой интенсифицирующими химреагентами скважин с ухудшенными фильтрационными свойствами призабойной зоны при текущей компенсации отбора закачкой вытесняющего агента на уровне 100%; на четвертом этапе останавливают работу нагнетательного фонда скважин при сохранении увеличенного объема добычи нефти добывающим фондом с уменьшенной обводненностью, а добычу ведут в таком режиме до снижения забойного давления в зоне отбора до значения, близкого к давлению насыщения нефти газом, но не снижая его ниже давления насыщения; на пятом этапе останавливают работу добывающего фонда скважин, закачивают в нагнетательные скважины потокоотклоняющие химреагенты и далее осуществляют закачку в них вытесняющего агента в увеличенных объемах до достижения пластовым давлением значения, близкого к начальному пластовому, но не превышающего его; повторяют циклы поэтапного воздействия на нефтяную залежь в указанной последовательности до полной ее выработки.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что амплитуды и градиенты изменения давления в зоне отборов между блоками и трещинами, между связанными низко- и высокопроницаемыми пропластками поддерживают такими, чтобы обеспечивать максимальные уровни добычи нефти при минимальной обводненности добываемой продукции.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что длительность каждого из этапов и управление воздействием контролируют по динамике изменения забойного и пластового давления, уровням добычи нефти, обводненности добываемой продукции, а также ежемесячному анализу темпов отбора от начальных извлекаемых запасов от изменения обводненности.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что тип и объемы потокоотклоняющих химреагентов для обработки нагнетательных скважин определяют с учетом динамической емкости промытых каналов фильтрации от каждой нагнетательной скважины к зоне отборов, а тип и объем направленно интенсифицирующих химреагентов для добывающих скважин - с учетом соотношения фильтрационных свойств их удаленной и призабойной зоны.