СИСТЕМЫ И СПОСОБЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ И/ИЛИ ГАЗА

1. Способ добычи нефти и/или газа из подземного пласта, включающий:
определение местоположения подходящего пласта с нефтяной частью залежи, расположенной над водоносным слоем;
бурение по меньшей мере одной горизонтальной эксплуатационной скважины вблизи кровли нефтяной части залежи;
осуществление первичной добычи с извлечением первого количества флюидов из нефтяной части залежи;
бурение по меньшей мере одной горизонтальной нагнетательной скважины между горизонтальной эксплуатационной скважиной и подошвой нефтяной части залежи;
нагнетание воды, смешанной с добавкой для увеличения вязкости, в горизонтальную нагнетательную скважину, извлекая в то же время второе количество флюидов посредством горизонтальной эксплуатационной скважины из нефтяной части залежи.
2. Способ по п.1, в котором горизонтальная эксплуатационная скважина находится на расстоянии в интервале от 25 м до 100 м от горизонтальной нагнетательной скважины.
3. Способ по п.1, в котором нефтяная часть залежи имеет высоту от верха указанной нефтяной части до границы раздела между нефтяной частью залежи и водоносным слоем в подошве нефтяной части залежи;
при этом горизонтальная эксплуатационная скважина находится от кровли нефтяной части залежи на расстоянии в пределах 20% высоты нефтяной части залежи.
4. Способ по п.1, дополнительно включающий использование устройства для закачки смеси на водной основе в пласт, осуществляемой после поступления в пласт воды, смешанной с добавкой для увеличения вязкости.
5. Способ по п.1, в котором
нефтяная часть залежи имеет высоту от кровли нефтяной части залежи до границы раздела между нефтяной частью залежи и водоносным слоем в подошве нефтяной части залежи;
при этом горизонтальная нагнетательная скважина находится от кровли нефтяной части залежи на расстоянии в пределах от 30% до 70% высоты нефтяной части залежи.
6. Способ по п.1, в котором
нефтяная часть залежи имеет высоту от кровли нефтяной части залежи до границы раздела между нефтяной частью залежи и водоносным слоем в подошве нефтяной части залежи;
при этом расстояние между горизонтальной нагнетательной скважиной и горизонтальной эксплуатационной скважиной составляет от 30% до 70% высоты нефтяной части залежи.
7. Способ по п.1, в котором бурение по меньшей мере одной горизонтальной эксплуатационной скважины дополнительно включает бурение группы эксплуатационных скважин, содержащей от 5 до 500 скважин, причем бурение по меньшей мере одной горизонтальной нагнетательной скважины дополнительно включает бурение группы нагнетательных скважин, содержащей от 5 до 500 скважин.
8. Способ по п.7, в котором каждая из эксплуатационных скважин находится на измеренном по горизонтали расстоянии, от 50 м до приблизительно 100 м друг от друга.
9. Способ по п.1, в котором нефтяная часть залежи имеет измеренную по вертикали высоту, от 25 м до приблизительно 50 м.
10. Способ по п.1, в котором нефтяная часть залежи содержит нефть, имеющую вязкость от 50 до 250 сП перед закачкой смеси, содержащей воду.
11. Способ по п.1, в котором горизонтальная эксплуатационная скважина создает профиль водосодержащей смеси в пласте, а горизонтальная нагнетательная скважина создает в пласте профиль притока нефти; кроме того, способ включает взаимное перекрытие указанных профиля водосодержащей смеси и профиля притока нефти.
12. Способ по любому из пп.7-11, в котором первая горизонтальная эксплуатационная скважина и вторая горизонтальная эксплуатационная скважина представляют собой пару соседних эксплуатационных скважин, которые отделены друг от друга расстоянием разделения горизонтальных эксплуатационных скважин, при этом горизонтальная нагнетательная скважина находится на расстоянии от приблизительно 40% до приблизительно 60% указанного расстояния разделения горизонтальных эксплуатационных скважин.
13. Способ по п.12, в котором добавка для увеличения вязкости представляет собой водорастворимый полимер.
14. Способ по п.1, в котором содержащаяся в пласте нефть имеет первую вязкость, а содержащая воду смесь имеет вторую вязкость, при этом величина первой вязкости находится в пределах 75 сП от второй вязкости.
15. Способ по п.1, в котором нефть в пласте имеет первую вязкость, а водосодержащая смесь имеет вторую вязкость, при этом вторая вязкость составляет от приблизительно 25% до приблизительно 100% от первой вязкости.
16. Способ по п.1, в котором из горизонтальной эксплуатационной скважины добывают водосодержащую смесь, нефть и/или газ.
17. Способ по п.1, дополнительно включающий извлечение из нефти и/или газа смеси, содержащей воду, если она присутствует, и затем по усмотрению повторную закачку по меньшей мере части извлеченной водосодержащей смеси в пласт.
18. Способ по п.1, в котором водосодержащую смесь закачивают при давлении, которое от 0 до 37000 кПа выше первоначального пластового давления, измеренного перед началом закачки.
19. Способ по п.1, в котором нефтяная часть залежи имеет проницаемость от 0,0001 до 15 Д, например, проницаемость составляет от 0,0001 до 1 Д.
20. Способ по п.1, дополнительно включающий превращение по меньшей мере части добытой нефти и/или газа в материал, выбранный из группы, включающей транспортные топлива, такие как бензин и дизельное топливо, горючее для отопительных целей, а также смазочные вещества, химические вещества и/или полимеры.
21. Способ добычи нефти и/или газа из подземного пласта, включающий
определение местоположения подходящего пласта, в котором нефтяная часть залежи расположена над водоносным слоем, и использование по меньшей мере двух горизонтальных эксплуатационных скважин, размещенных вблизи кровли нефтяной части залежи, которая уже находится в стадии первичной добычи, для извлечения первого количества флюидов из нефтяной части залежи;
бурение по меньшей мере одной горизонтальной нагнетательной скважины с местоположением по вертикали между горизонтальной эксплуатационной скважиной и подошвой нефтяной части залежи, и с местоположением по горизонтали между двумя горизонтальными эксплуатационными скважинами;
закачку воды, смешанной с добавкой для увеличения вязкости, в горизонтальную нагнетательную скважину, при одновременной добыче второго количества флюидов посредством горизонтальных эксплуатационных скважин из нефтяной части залежи.