RU2203398C2 - Способ разработки месторождения нефти - Google Patents
Способ разработки месторождения нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2203398C2 RU2203398C2 RU2001114429/03A RU2001114429A RU2203398C2 RU 2203398 C2 RU2203398 C2 RU 2203398C2 RU 2001114429/03 A RU2001114429/03 A RU 2001114429/03A RU 2001114429 A RU2001114429 A RU 2001114429A RU 2203398 C2 RU2203398 C2 RU 2203398C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- blocks
- oil
- development
- formation
- reservoir
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 36
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 36
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 32
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 9
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 claims description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 3
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 3
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 abstract description 3
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 abstract 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 30
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 9
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 8
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 7
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 3
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000004807 localization Effects 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000005381 potential energy Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Использование: для увеличения полноты извлечения нефти из продуктивного пласта. Обеспечивает стабилизацию или увеличение пластового давления посредством деформирования твердой фазы пласта. По способу осуществляют вскрытие продуктивного пласта эксплуатационными скважинами. Извлекают нефть и поднимают ее на поверхность за счет пластовой энергии или механизированными способами. Согласно изобретению разработку месторождения нефти осуществляют первоначально разобщенными блоками первой очереди с их параметрами по числу, ширине и протяженности, обеспечивающими разгрузку продуктивного пласта на отработанной площади от горного давления. В последующем разработку осуществляют расположенными между блоками первой очереди блоками второй очереди. 1 з.п.ф-лы, 2 ил.
Description
Изобретение относится к области нефтяной и нефтегазовой промышленности, предназначено к использованию при выборе системы расположения эксплуатационных скважин, способа и режима воздействия на продуктивный пласт с целью увеличения полноты извлечения нефти, а также может быть использовано при добыче других флюидов.
Обоснование и применение эффективных способов разработки и технологических процессов, обеспечивающих повышение нефте- и газоотдачи месторождений углеводородов, является важнейшей научно-технической проблемой. Актуальность ее решения очевидна, поскольку "...в настоящее время более 60% отечественных запасов нефти приурочено к коллекторам с трудноизвлекаемыми запасами, эффективность разработки которых традиционными методами невысока" [Л.Х. Ибрагимов, И. Т. Мищенко, Д.К. Челоянц. Интенсификация добычи нефти. М.: Наука, 2000, с. 5]. Например, для условий нефтяных месторождений Республики Татарстан "Несмотря на значительные усилия по совершенствованию методов разработки, проектные значения коэффициента нефтеизвлечения остаются на уровне 16-20% для карбонатных и 25-35% для терригенных коллекторов с трудноизвлекаемыми запасами [Р. Н. Дияшев, А.В. Костерин, Э.В. Скворцов. Фильтрация жидкости в деформируемых нефтяных пластах. Казань, 1999, с. 13].
Известен способ разработки нефтеносных пластов при упруговодонапорном режиме. При этом способе "Сжатые жидкости противодействуют тяжести... пород, стараясь расширить поровый объем пласта". "Во время пуска добывающих скважин давление в призабойной части пласта понижается, при этом увеличивается объем жидкости. . . и сокращается поровый объем", что и обеспечивает приток жидкостей к призабойной части скважины [Ш.К. Гиматудинов и др. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1988, с. 71].
При значительных преимуществах этого способа разработки по сравнению с другими способами основные недостатки его связаны с некоторой предельной для данных геологических условий величиной пластового давления даже при наличии гидродинамической связи продуктивного пласта с водоносной областью питания, а также ограниченным запасом упругой энергии пласта, залегающего в непроницаемых границах.
Известен способ разработки при режиме растворенного газа, который может быть реализован в результате исчерпания энергетических ресурсов пласта при его разработке в замкнуто-упругом режиме.
Способ разработки нефтяных месторождений при режиме растворенного газа характеризуется низкой эффективностью, поскольку сопровождается интенсивным понижением пластового давления и, как следствие, быстрым падением добычи нефти [Ш.К. Гиматудинов и др. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1988, с. 76, 77].
Известны также способы разработки нефтяных месторождений с воздействием на пласт системами заводнения (законтурное, внутриконтурное, блоковое, площадное, избирательное, очаговое), в том числе с применением различных добавок (ПАВ, щелочных растворов, полимеров, пен, эмульсий и др.), регулирующих параметры процесса заводнения, а также средствами и методами воздействия, повышающими нефтеотдачу пласта.
Последнее направление связано с локальным воздействием на пласт в зоне эксплуатационных скважин, которое существенно не влияет на пластовое давление и соответственно на режим разработки месторождения.
Способы разработки с применением систем, ... "предусматривающих закачку воды в пласт с целью поддержания давления в нем на уровне давления насыщения" [Ш. К. Гиматудинов и др. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1988, с. 77], характеризуются относительно высокой сложностью ведения процесса заводнения, нарушение которого приводит к прорыву воды к добывающим скважинам, большими энергетическими и трудовыми затратами (водонефтяной фактор достигает 20 м3/т), а также неблагоприятными воздействиями на окружающую гидрогеологическую среду.
В настоящем изобретении поставлена задача стабилизировать, а при необходимости - обеспечить увеличение пластового давления (исходного или оптимального для данных условий) посредством деформирования скелета и твердой фазы пласта, приводящего к уменьшению объема порового пространства.
Поставленная цель достигается тем, что разработку месторождения нефти осуществляют первоначально разобщенными блоками первой очереди с параметрами их, обеспечивающими разгрузку продуктивного пласта на отработанной площади от горного давления, а в последующем - расположенными между ними блоками второй очереди.
А также тем, что предварительно до разработки месторождения в продуктивном пласте на границе между блоками создают жесткие или полужесткие гидроизолирующие барьеры с применением тампонажных материалов.
В дальнейшем изобретение поясняется описанием его сущности, примером его выполнения и сопровождающими чертежами, на которых показаны:
на фиг. 1 - схема очередности разработки месторождения,
на фиг. 2 - схема к расчету параметров блоков.
на фиг. 1 - схема очередности разработки месторождения,
на фиг. 2 - схема к расчету параметров блоков.
Сущность изобретения заключается в следующем. При разработке месторождения в результате извлечения нефти изменяются условия контактного взаимодействия продуктивного пласта с окружающим массивом горных пород: напряжения в породах кровли и подошвы пласта уменьшаются, образуется так называемый свод разгрузки. Вследствие этого нагрузка от веса пород кровли выше свода разгрузки, приходящаяся ранее на пласт, частично или полностью передается на невовлеченные в разработку окружающие участки пласта или породы за контуром нефтеносности.
Направленное использование потенциальной энергии гравитационного поля достигается локализацией и концентрацией ее на ограниченном участке продуктивного пласта. Для этого месторождение площадью L • l (в плане) делят на протяженные блоки, разрабатываемые в две стадии: блоками первой очереди 1 и блоками второй очереди 2 (см. фиг. 1). Ширина первичных a и вторичных b блоков определяется технологическими соображениями, а также условиями, исключающими значительную подработку первичным блоком налегающих пород при глубине залегания пласта H, т.е.
b≤а≤(0,5÷0,6)•H (1)
Число блоков: второй очереди
(2)
первой очереди
n1=n2+1.
Число блоков: второй очереди
первой очереди
n1=n2+1.
Число блоков первой очереди - нечетное. Окончательную корректировку ширины блоков предпочтительнее производить в сторону увеличения ширины первичных блоков (обычно с флангов месторождения).
Ширину блоков a и b принимают с учетом технологии разработки продуктивного пласта, но в целях более полного использования дополнительных гравитационных нагрузок на пласт в пределах блока второй очереди рекомендуется соблюдать соотношение
0,5a≤b≤1,5a (3)
Протяженность блоков l существенным образом влияет на степень передачи нагрузок от веса пород над отработанными блоками первой очереди на участки пласта в пределах блоков второй очереди. Соблюдение условий плоской деформации массива горных пород в сечении S-S (см. фиг. 1), т.е. при
l≥(8÷10)•a (4)
обеспечивает практически полную передачу этих нагрузок.
0,5a≤b≤1,5a (3)
Протяженность блоков l существенным образом влияет на степень передачи нагрузок от веса пород над отработанными блоками первой очереди на участки пласта в пределах блоков второй очереди. Соблюдение условий плоской деформации массива горных пород в сечении S-S (см. фиг. 1), т.е. при
l≥(8÷10)•a (4)
обеспечивает практически полную передачу этих нагрузок.
Высота свода разгрузки массива пород над выработанным пространством при подземной разработке твердых полезных ископаемых Hp практически равна ширине отработанного пространства [В. В. Жуков. Расчет элементов систем подземной разработки по фактору прочности. Л.: Наука, 1977, с. 82]. Учитывая более высокую способность осадочных пород месторождения нефти деформироваться без разрыва сплошности, а следовательно, возможность передачи нагрузки от веса пород свода 4 (см. фиг.2) окружающему массиву, принимаем
Hp=(0,5÷0,8)•a (5)
Заменив в пределах допустимой точности расчетных оценок единичный объем массива горных пород 5 в контуре АБВГДЕА (см. фиг.2) объемом массива в контуре АБВВ'ГДЕЕ'А, найдем величину удельной нагрузки (горное давление) на участок пласта блока второй очереди
(6)
где a и b - ширина блоков первой и второй очередей разработки, м;
H - глубина залегания пласта, м;
Hp - высота свода разгрузки кровли, м;
ρ - средняя плотность пород кровли, кг/м3;
g - ускорение свободного падения, м/с
В зависимости от физико-механических свойств пород пласта и кровли, а также ширины блока b распределение напряжений на горизонтальных площадках (удельная нагрузка) характеризуется эпюрой 6 или 7, однако с достаточной точностью напряженное состояние оценивается средним значением 8. Для сравнения на фиг. 2 показана эпюра 9 исходных напряжений на горизонтальных площадках пласта блока второй очереди. В торцовых частях блоков вследствие взаимодействия подработанного массива с массивом горных пород за контуром месторождения доля нагрузки, передаваемой на пласт блока второй очереди, снижается. Устранить влияние этого фактора можно посредством разработки совместно с блоками первой очереди блоков, расположенных по контуру месторождения поперек направления простирания основной системы блоков (на фиг. 1 положение поперечных внутренних границ блоков 3 показано пунктиром).
Hp=(0,5÷0,8)•a (5)
Заменив в пределах допустимой точности расчетных оценок единичный объем массива горных пород 5 в контуре АБВГДЕА (см. фиг.2) объемом массива в контуре АБВВ'ГДЕЕ'А, найдем величину удельной нагрузки (горное давление) на участок пласта блока второй очереди
где a и b - ширина блоков первой и второй очередей разработки, м;
H - глубина залегания пласта, м;
Hp - высота свода разгрузки кровли, м;
ρ - средняя плотность пород кровли, кг/м3;
g - ускорение свободного падения, м/с
В зависимости от физико-механических свойств пород пласта и кровли, а также ширины блока b распределение напряжений на горизонтальных площадках (удельная нагрузка) характеризуется эпюрой 6 или 7, однако с достаточной точностью напряженное состояние оценивается средним значением 8. Для сравнения на фиг. 2 показана эпюра 9 исходных напряжений на горизонтальных площадках пласта блока второй очереди. В торцовых частях блоков вследствие взаимодействия подработанного массива с массивом горных пород за контуром месторождения доля нагрузки, передаваемой на пласт блока второй очереди, снижается. Устранить влияние этого фактора можно посредством разработки совместно с блоками первой очереди блоков, расположенных по контуру месторождения поперек направления простирания основной системы блоков (на фиг. 1 положение поперечных внутренних границ блоков 3 показано пунктиром).
Предлагаемый способ разработки месторождения флюидов осуществляют следующим образом. На стадии выделения объекта разработки и выбора его параметров по принятой методологии [Ш.К. Гиматудинов и др. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1988, с.61-100] осуществляют также следующие операции по учету влияющих факторов, расчету параметров и оценке результатов применения способа:
- ориентирование положения блоков по площади месторождения с учетом соотношений (2) и (4), имея в виду при прочих равных условиях получить наибольшую долю площади месторождения, приходящуюся на блоки второй очереди,
- выбор ширины блоков с учетом условий (1) и (3): при чрезмерно большом значении a может быть потерян эффект пригрузки пласта блока второй очереди, при малом значении a - снижается доля пригрузки,
- определение высоты свода разгрузки массива горных пород в результате разработки первичного блока с учетом зависимости (5),
- сопоставительная оценка исходного напряженного состояния пласта и напряженно-деформированного состояния участка пласта блока второй очереди после отработки блоков первой очереди по известной методологии (см., например, [К. С. Басниев, И.Н. Кочина, В.М. Максимов. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993, с. 51-53] ). включающая в конечном итоге определение изменений коллекторских свойств пласта блока второй очереди и, в частности, увеличение коэффициента сжимаемости пор, что приводит к повышению пластового и забойного давлений, в определенной мере характеризующих степень повышения нефтеотдачи пласта;
- совокупная оценка показателей извлечения нефти при разработке блоков первой и второй очередей, трудовых, материальных и энергетических затрат на реализацию способа, при этом следует иметь в виду, что такие оценки и сравнения с аналогами носят многовариантный оптимизационный характер.
- ориентирование положения блоков по площади месторождения с учетом соотношений (2) и (4), имея в виду при прочих равных условиях получить наибольшую долю площади месторождения, приходящуюся на блоки второй очереди,
- выбор ширины блоков с учетом условий (1) и (3): при чрезмерно большом значении a может быть потерян эффект пригрузки пласта блока второй очереди, при малом значении a - снижается доля пригрузки,
- определение высоты свода разгрузки массива горных пород в результате разработки первичного блока с учетом зависимости (5),
- сопоставительная оценка исходного напряженного состояния пласта и напряженно-деформированного состояния участка пласта блока второй очереди после отработки блоков первой очереди по известной методологии (см., например, [К. С. Басниев, И.Н. Кочина, В.М. Максимов. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993, с. 51-53] ). включающая в конечном итоге определение изменений коллекторских свойств пласта блока второй очереди и, в частности, увеличение коэффициента сжимаемости пор, что приводит к повышению пластового и забойного давлений, в определенной мере характеризующих степень повышения нефтеотдачи пласта;
- совокупная оценка показателей извлечения нефти при разработке блоков первой и второй очередей, трудовых, материальных и энергетических затрат на реализацию способа, при этом следует иметь в виду, что такие оценки и сравнения с аналогами носят многовариантный оптимизационный характер.
Предлагаемый способ разработки месторождения нефти может быть использован при различных системах размещения эксплуатационных скважин как в первичных, так и во вторичных блоках, выбираемых с учетом конкретных условий, свойственных данному объекту разработки. Положение эксплуатационных скважин на фиг. 2 показано условно. Увеличение горного давления на участке пласта блока второй очереди приводит к увеличению усадки пласта за счет увеличения коэффициентов сжимаемости пор скелета и твердой фазы. В свою очередь это вызовет перераспределение горного давления и передачу части нагрузки на пласт в пределах блоков первой очереди и, как следствие, приведет к интенсификации или восстановлению нефтеотдачи этих площадей.
В случае неблагоприятного воздействия первичных и вторичных блоков друг на друга может быть осуществлено предварительное гидродинамическое разобщение их способом создания в пласте на границах между блоками жестких или полужестких барьеров [М.Б. Панфилов. Единая концепция разработки сложнопостроенных нефтегазовых месторождений. М.: ИРЦ "Газпром", 1994, с. 27].
Пример расчета параметров, характеризующих изменения деформационных и коллекторских свойств пласта, выполнен для следующих условий. Характерные размеры месторождения: длина L = 8000 м, ширина l = 4000 м. Глубина залегания пласта H = 3500 м. Эффективная толщина пласта h = 100 м. Пластовое давление p = 35 МПа. Коэффициент пористости пласта m = 20%. Модуль Юнга пород пласта: по нормали E┴ = 0,25•104 МПа, по напластованию 
= 0,15•104 МПа. Коэффициент Пуассона пород пласта в исходном состоянии μ1 = 0,5, в процессе разработки μ2 = 0,45. Плотность пород (усредненная) ρ = 2600 кг/м3.
По условиям рельефа и развития транспортной схемы принимаем поперечное относительно длинной оси месторождения расположение блоков. Ширина блоков: a = 500 м, b = 400 м. Число блоков в соответствии с (2)
Принимаем число вторичных блоков n2 = 8. Тогда число первичных блоков n1 = 8 + 1 = 9. Общая расчетная ширина блоков составляет L' = 500•9 + 400•8 = 7700 м. С учетом формы пласта (в плане) увеличиваем ширину фланговых блоков до 575 м. Условие (4) реализации плоской деформации массива горных пород соблюдается, т. е. 500•8 = 4000 м. Высота свода разгрузки массива горных пород в соответствии с (5)
Hp = 0,8•500 м = 400 м.
Принимаем число вторичных блоков n2 = 8. Тогда число первичных блоков n1 = 8 + 1 = 9. Общая расчетная ширина блоков составляет L' = 500•9 + 400•8 = 7700 м. С учетом формы пласта (в плане) увеличиваем ширину фланговых блоков до 575 м. Условие (4) реализации плоской деформации массива горных пород соблюдается, т. е. 500•8 = 4000 м. Высота свода разгрузки массива горных пород в соответствии с (5)
Hp = 0,8•500 м = 400 м.
Исходное напряженное состояние пласта (горное давление)
PГ = ρ•g•H = 2600•9,82•3500 = 89,4 МПa.
Горное давление на пласт блока второй очереди в соответствии с зависимостью (6)
P'Г = [(500+400)•3500-400•500]•2600•9,82/400 = 200,9 МПа.
PГ = ρ•g•H = 2600•9,82•3500 = 89,4 МПa.
Горное давление на пласт блока второй очереди в соответствии с зависимостью (6)
P'Г = [(500+400)•3500-400•500]•2600•9,82/400 = 200,9 МПа.
При неизменном пластовом давлении p в соответствии с применяемой зависимостью [К. С.Басниев и др. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993, с. 52] имеем:
σэф = PГ-p = 89,4-35 = 54,4 МПa,
т.е. эффективное напряжение в пласте
по сравнению с исходным состоянием σэф возрастает в 3 раза. И если, как отмечено в этой же работе (с. 52), изменение пористости от изменения пластового давления происходит линейно, то изменение коэффициента сжимаемости пор βn с увеличением горного давления происходит по гиперболическому закону [В.М. Добрынин, Б.Н. Куликов, гл. VI Физические свойства осадочных пород. В кн. Справочник по физическим свойствам минералов и горных пород при высоких термодинамических параметрах. М.: Недра, 1978, с. 141-143]. В частности, здесь же показано, что при увеличении эффективного давления с 40 до 80 МПа коэффициент сжимаемости пор уменьшается в 2-3 раза для большинства нефтеносных осадочных пород.
σэф = PГ-p = 89,4-35 = 54,4 МПa,
т.е. эффективное напряжение в пласте
В условиях, когда двухстадийная разработка месторождения блоками благоприятна с точки зрения предотвращения защемления нефти в пласте, управляемый режим уменьшения порового пространства является эффективным способом увеличения показателя извлечения нефти.
Таким образом, предлагаемый способ разработки месторождения нефти в две стадии по сравнению с применяемыми способами разработки и повышения нефтеотдачи пласта обеспечивает:
- использование естественного практически беззатратного энергетического ресурса силового воздействия на продуктивный пласт,
- стабильный во времени режим поддержания эффективного давления в продуктивном пласте,
- более высокий уровень поддержания запаса упругой энергии пласта, кратно превышающий энергию водоносной области питания, ресурсов пласта при разработке его в замкнуто-упругом режиме или при разработке пласта системами с заводнением,
- более полное извлечение нефти из пласта и экономичность технологии разработки в силу указанных преимуществ способа,
- возможность применения в условиях, исключающих или затрудняющих применение способов искусственного воздействия на пласт,
- высокую экологическую безопасность, поскольку отсутствуют меры и средства искусственного воздействия на пласт и окружающий массив горных пород.
- использование естественного практически беззатратного энергетического ресурса силового воздействия на продуктивный пласт,
- стабильный во времени режим поддержания эффективного давления в продуктивном пласте,
- более высокий уровень поддержания запаса упругой энергии пласта, кратно превышающий энергию водоносной области питания, ресурсов пласта при разработке его в замкнуто-упругом режиме или при разработке пласта системами с заводнением,
- более полное извлечение нефти из пласта и экономичность технологии разработки в силу указанных преимуществ способа,
- возможность применения в условиях, исключающих или затрудняющих применение способов искусственного воздействия на пласт,
- высокую экологическую безопасность, поскольку отсутствуют меры и средства искусственного воздействия на пласт и окружающий массив горных пород.
Claims (2)
1. Способ разработки месторождения нефти, включающий вскрытие продуктивного пласта эксплуатационными скважинами, извлечение нефти и подъем ее на поверхность за счет пластовой энергии или механизированными способами, отличающийся тем, что разработку месторождения нефти осуществляют первоначально разобщенными блоками первой очереди с их параметрами по числу, ширине и протяженности, обеспечивающими разгрузку продуктивного пласта на отработанной площади от горного давления, а в последующем - расположенными между ними блоками второй очереди.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что предварительно до разработки месторождения в продуктивном пласте на границе между блоками создают гидроизолирующие жесткие или полужесткие барьеры с применением тампонажных материалов.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001114429/03A RU2203398C2 (ru) | 2001-05-30 | 2001-05-30 | Способ разработки месторождения нефти |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001114429/03A RU2203398C2 (ru) | 2001-05-30 | 2001-05-30 | Способ разработки месторождения нефти |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2203398C2 true RU2203398C2 (ru) | 2003-04-27 |
| RU2001114429A RU2001114429A (ru) | 2003-05-20 |
Family
ID=20250107
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001114429/03A RU2203398C2 (ru) | 2001-05-30 | 2001-05-30 | Способ разработки месторождения нефти |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2203398C2 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2290499C1 (ru) * | 2006-03-09 | 2006-12-27 | Михаил Юрьевич Ахапкин | Способ разработки нефтяной залежи |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5428291A (en) * | 1993-07-01 | 1995-06-27 | Exxon Research And Engineering Company | Determination of fluid transport properties in porous media by nuclear magnetic resonance measurements of fluid flow |
| RU2039218C1 (ru) * | 1992-05-21 | 1995-07-09 | Эрнст Михайлович Симкин | Способ разработки обводненного нефтяного месторождения |
| RU2078913C1 (ru) * | 1993-04-13 | 1997-05-10 | Сергей Владимирович Сердюков | Способ разработки нефтегазового месторождения |
| RU2100584C1 (ru) * | 1995-06-23 | 1997-12-27 | Научно-исследовательский институт горной геомеханики и маркшейдерского дела | Способ повышения продуктивности нефтяной скважины |
| RU2145080C1 (ru) * | 1999-01-19 | 2000-01-27 | Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть" | Способ определения деформационных характеристик горных пород |
-
2001
- 2001-05-30 RU RU2001114429/03A patent/RU2203398C2/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2039218C1 (ru) * | 1992-05-21 | 1995-07-09 | Эрнст Михайлович Симкин | Способ разработки обводненного нефтяного месторождения |
| RU2078913C1 (ru) * | 1993-04-13 | 1997-05-10 | Сергей Владимирович Сердюков | Способ разработки нефтегазового месторождения |
| US5428291A (en) * | 1993-07-01 | 1995-06-27 | Exxon Research And Engineering Company | Determination of fluid transport properties in porous media by nuclear magnetic resonance measurements of fluid flow |
| RU2100584C1 (ru) * | 1995-06-23 | 1997-12-27 | Научно-исследовательский институт горной геомеханики и маркшейдерского дела | Способ повышения продуктивности нефтяной скважины |
| RU2145080C1 (ru) * | 1999-01-19 | 2000-01-27 | Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть" | Способ определения деформационных характеристик горных пород |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2290499C1 (ru) * | 2006-03-09 | 2006-12-27 | Михаил Юрьевич Ахапкин | Способ разработки нефтяной залежи |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Portier et al. | Chemical stimulation techniques for geothermal wells: experiments on the three-well EGS system at Soultz-sous-Forêts, France | |
| US4398769A (en) | Method for fragmenting underground formations by hydraulic pressure | |
| RU2526937C1 (ru) | Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи | |
| EP1905946B1 (en) | Well productivity enhancement method | |
| RU2148154C1 (ru) | Способ разработки узких нефтяных оторочек | |
| CN106907152B (zh) | 一种土型注浆钻孔布置及注浆方法 | |
| RU2203398C2 (ru) | Способ разработки месторождения нефти | |
| US8061422B2 (en) | Process for enhancing the production of oil from depleted, fractured reservoirs using surfactants and gas pressurization | |
| EOR | Enhanced oil recovery | |
| Donnelly | The best process for Cold Lake: CSS vs. SAGD | |
| RU2075572C1 (ru) | Способ формирования изоляционной завесы вокруг горных выработок | |
| US4239287A (en) | Solution mining potassium chloride from heated subterranean cavities | |
| US3208533A (en) | Completion system for wells | |
| RU2834805C1 (ru) | Способ разработки нефтяной низкопроницаемой залежи | |
| US3208529A (en) | Completion method and system for wells | |
| CN113323636A (zh) | 一种用于复合控水增油的氮气注入量确定方法及采油方法 | |
| RU2616016C1 (ru) | Способ разработки плотных карбонатных коллекторов | |
| CN112253077B (zh) | 纵式堵采模式立体挖潜方法 | |
| Van et al. | Well-pattern investigation and selection by surfactant-polymer flooding performance in heterogeneous reservoir consisting of interbedded low-permeability layer | |
| SU1298404A1 (ru) | Способ дегазации угленосной толщи | |
| RU2181432C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2097560C1 (ru) | Способ скважинной гидродобычи | |
| WO2020139167A1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта с восстановлением пластового давления | |
| Satman et al. | Assessment of reinjection trials in Kizildere geothermal field | |
| Speight | Petroleum and Oil Sand Exploration and Production |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20050531 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent | ||
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100531 |