RU2171368C1 - Method of development of oil deposit presented by porous-fractured reservoir - Google Patents
Method of development of oil deposit presented by porous-fractured reservoir Download PDFInfo
- Publication number
- RU2171368C1 RU2171368C1 RU2000126931A RU2000126931A RU2171368C1 RU 2171368 C1 RU2171368 C1 RU 2171368C1 RU 2000126931 A RU2000126931 A RU 2000126931A RU 2000126931 A RU2000126931 A RU 2000126931A RU 2171368 C1 RU2171368 C1 RU 2171368C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- water
- oil
- wells
- volume
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с пористо-трещиноватым коллектором. The invention relates to the oil and gas industry and may find application in the development of oil deposits with a porous-fractured reservoir.
Известен способ разработки нефтяного месторождения с применением заводнения, включающий отбор нефти через добывающие скважины за счет пластовой энергии [1]. A known method of developing an oil field using flooding, including the selection of oil through production wells due to reservoir energy [1].
Недостатки способа заключаются в низкой нефтеотдаче залежи. The disadvantages of the method are the low oil recovery deposits.
Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку воды и газа через нагнетательные скважины с контролем объема и давления закачки и отбор нефти через добывающие скважины с контролем объема отбора, пластового давления, соотношения воды и нефти и прогнозирование изменения показателей. Образование водогазовой смеси ведут с помощью процесса эжекции [2]. Closest to the proposed one is a method of developing an oil field, which includes injecting water and gas through injection wells with control of the volume and pressure of injection and oil extraction through production wells with control of the volume of extraction, reservoir pressure, the ratio of water and oil and forecasting changes in indicators. The formation of a water-gas mixture is carried out using the ejection process [2].
Закачка водогазовой смеси в пласт обеспечивает увеличение коэффициента нефтеотдачи при стабильной или увеличивающейся обводненности, только в установившихся направлениях фильтрации. Известный способ не позволяет достичь повышения выработки запасов за счет увеличения коэффициента охвата, то есть в процесс разработки не вовлекаются застойные тупиковые зоны. The injection of a water-gas mixture into the reservoir provides an increase in the oil recovery coefficient with a stable or increasing water cut, only in the established filtration directions. The known method does not allow to achieve an increase in the development of reserves by increasing the coverage ratio, that is, stagnant dead-end zones are not involved in the development process.
Водогазовая смесь, закачанная в трещины, не является жесткой преградой, создающей необходимые гидродинамические сопротивления с целью образования новых фильтрационных каналов. The gas-water mixture pumped into the cracks is not a rigid barrier creating the necessary hydrodynamic resistance in order to form new filtration channels.
Изобретением решается задача увеличения эффективности способа путем повышения нефтеотдачи залежи, без увеличения обводненности продукции. The invention solves the problem of increasing the efficiency of the method by increasing the oil recovery of the reservoir, without increasing the water cut of the product.
Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения с пористо-трещиноватым коллектором, включающем закачку воды через нагнетательные скважины с контролем объема и давления закачки и отбор нефти через добывающие скважины с контролем объема отбора, пластового давления, соотношения воды и нефти и прогнозирование изменения показателей, согласно изобретению закачку воды через нагнетательные скважины осуществляют внутри контура, а перед достижением пороговых значений, в пределах рентабельной разработки, показателей закачки воды и отбора нефти, проводят трассерные исследования для выявления каналов, соединяющих нагнетательные скважины с добывающими, затем проводят их закупорку и образование новых каналов путем временного увеличения давления закачки, после чего воду в нагнетательные скважины закачивают в объеме, равном объему отбора нефти из добывающих скважин в пластовых условиях. This object is achieved by the fact that in the method of developing an oil field with a porous-fractured reservoir, which includes pumping water through injection wells with a control of the volume and pressure of injection and oil extraction through production wells with a control of the volume of production, reservoir pressure, the ratio of water and oil and forecasting changes indicators, according to the invention, the injection of water through injection wells is carried out inside the circuit, and before reaching threshold values, within a cost-effective development, indicators of water injection and oil withdrawal, conduct tracer studies to identify channels connecting injection wells to producing wells, then block them and form new channels by temporarily increasing injection pressure, after which water is pumped into injection wells in an amount equal to the volume of oil extraction from producing wells in reservoir conditions.
Предлагаемый способ поясняется чертежом, на котором
на фиг. 1 изображена схема сочленения техногенной трещины 1 с естественной 2 трещиной пласта, образующих совместно канал высокой проводимости от нагнетательной скважины до добывающей, в зоне трещиноватости 3;
на фиг. 2 - то же, после закрытия первой трещины;
на фиг. 3 дана зависимость длины создаваемых искусственных трещин от давления закачки.The proposed method is illustrated in the drawing, in which
in FIG. 1 shows a joint diagram of a
in FIG. 2 - the same, after closing the first crack;
in FIG. Figure 3 shows the dependence of the length of the created artificial cracks on the injection pressure.
Сущность данного изобретения заключается в следующем. The essence of this invention is as follows.
В процессе разработки месторождения методом внутриконтурного заводнения определяют и анализируют изменение показателей закачки, таких как объем закачиваемой воды, давление закачки, и показателей отбора нефти, таких как объем, пластовое давление, соотношение воды и нефти. During the development of the field by the method of in-line flooding, the change in injection parameters, such as the volume of injected water, injection pressure, and oil withdrawal indicators, such as volume, reservoir pressure, water-oil ratio, are determined and analyzed.
По результатам анализа устанавливают величину отношения темпа отбора нефти к обводненности, из экономических и гидродинамических расчетов устанавливают пороговые значения рассматриваемых показателей в пределах рентабельной разработки. Прогнозируют время выхода показателей к пороговым значениям. Based on the results of the analysis, the ratio of the rate of oil extraction to water cut is established, and the threshold values of the considered indicators are set from economic and hydrodynamic calculations within the framework of a cost-effective development. Predict the time of output indicators to threshold values.
Перед выходом показателей к пороговым значениям проводят трассерные исследования, в результате которых устанавливают наличие прорыва воды по открытым каналам. После чего проводят закупорку открытых каналов изолирующим материалом. После завершения изоляции каналов производят временное повышение давления в нагнетательных скважинах для образования новых техногенных каналов и устанавливают режим закачки воды в объеме, равном объему отбора нефти из добывающих скважин в пластовых условиях. Before the indicators reach the threshold values, tracer studies are carried out, as a result of which the presence of a breakthrough of water through open channels is established. Then they block the open channels with insulating material. After completion of the isolation of the channels, a temporary increase in pressure in the injection wells is made to form new technogenic channels and the water injection mode is set in the volume equal to the volume of oil withdrawal from production wells in reservoir conditions.
Внутриконтурное заводнение для залежи, представленной пористо-трещиноватым пластом, должно проводиться с ограничением на давление и объем закачки. Необходимость ограничения давления обусловлена тем, что при достаточно большом давлении закачки воды происходит образование трещин в пласте, которые, сомкнувшись с естественными, образуют каналы высокой проводимости, и по ним начинает двигаться вода по кратчайшему пути от нагнетательной скважины в добывающую (фиг. 1, 2) за исключением части движущейся по данным каналам воды, которая расходуется на капиллярную пропитку примыкающих к ним промытых блоков, остальная - идет в добывающую скважину, увеличивая обводненность продукции и не совершая никакой полезной работы. In-situ flooding for a reservoir represented by a porous-fractured formation should be carried out with a restriction on pressure and injection volume. The need for pressure limitation is due to the fact that, at a sufficiently high pressure of water injection, cracks form in the formation, which, when combined with natural ones, form channels of high conductivity, and water begins to move along them along the shortest path from the injection well to the producing one (Fig. 1, 2 ) with the exception of the part of the water moving through these channels, which is spent on capillary impregnation of the washed blocks adjoining them, the rest goes to the producing well, increasing the water cut of the product and not ay no useful work.
На капиллярную пропитку расходуется количество воды, равное объему вытесняемой из пласта нефти, если объем измерять в пластовых условиях. Поэтому при закачке в пористо-трещиноватый пласт больших объемов воды с целью ускорения выработки содержащихся в них запасов наблюдается быстрое появление воды в скважинах, когда коэффициент нефтеотдачи еще мал (5-15%), что ставит под угрозу достижение в дальнейшем его проектного значения (35-40%), принятого для месторождений Западной Сибири, из-за последующего прогрессирующего обводнения продукции. The amount of water equal to the volume of oil displaced from the reservoir is consumed for capillary impregnation, if the volume is measured under reservoir conditions. Therefore, when large volumes of water are injected into a porous-fractured formation in order to accelerate the development of the reserves contained in them, there is a rapid appearance of water in the wells when the oil recovery coefficient is still small (5-15%), which jeopardizes the achievement of its design value in the future (35 -40%), adopted for deposits in Western Siberia, due to the subsequent progressive flooding of products.
Исследования показали, что причиной прогрессирующего обводнения и низкой текущей нефтеотдачи являются описанные выше каналы высокой проводимости, созданные соединением естественных трещин с техногенными. Обычно техногенные трещины имеют небольшую длину (30-50 м), но в пористо-трещиноватом пласте при давлении закачки 18-19 МПа, развиваемом на выкиде насосов ЦНС-80-1900, соединяясь с естественными, становятся сквозными (фиг. 3). Закупорка этих трещин в призабойных зонах нагнетательных скважин позволяет снизить обводненность добываемой продукции и вместе с тем затраты на ее обезвоживание. Studies have shown that the cause of progressive watering and low current oil recovery are the high conductivity channels described above, created by combining natural fractures with industrial ones. Typically, technogenic fractures have a small length (30-50 m), but in a porous-fractured formation with an injection pressure of 18-19 MPa developed on the central pump of the central nervous system-80-1900, when combined with natural ones, they become through (Fig. 3). Clogging these cracks in the bottom-hole zones of injection wells allows to reduce the water content of the produced products and, at the same time, the costs of dewatering them.
Добыча нефти возрастает на величину запасов, извлекаемых капиллярной пропиткой из пористых блоков, примыкающих к сквозным трещинам. Трассирование индикаторов показывает, что к одной добывающей скважине может подходить несколько таких трещин (в среднем 3-4 от одной нагнетательной), поэтому этап закачки воды в объеме добываемой нефти может длиться много лет. Oil production increases by the amount of reserves extracted by capillary impregnation from porous blocks adjacent to the through cracks. Tracing of indicators shows that several such cracks can approach one production well (on average 3-4 from one injection well), therefore, the stage of water injection in the volume of produced oil can last for many years.
По мере исчерпания запасов в пористых блоках, достижимых капиллярной пропиткой, необходимо закупорить начинающую канал высокой проводимости техногенную трещину, затем образовать другую техногенную трещину, которая выйдет на новую естественную трещину, прорезающую пласты на еще не затронутом заводнением участке (фиг. 2). Так постепенно, шаг за шагом, будут вырабатываться запасы пористо-трещиноватого пласта в органическом сочетании заводнения с методами физико-химического воздействия с целью закупорки каналов высокой проводимости. As the reserves in porous blocks reachable by capillary depletion are exhausted, it is necessary to plug the technogenic crack that begins the channel of high conductivity, then form another technogenic crack, which will enter a new natural crack that cuts the seams in the section not yet affected by water flooding (Fig. 2). So gradually, step by step, reserves of a porous-fractured formation will be developed in an organic combination of water flooding with methods of physico-chemical treatment in order to block high conductivity channels.
Способ осуществляется следующим образом. The method is as follows.
На месторождении выделяют участок залежи, независимо от степени выработки его запасов, нефтеотдачу которого нужно повысить без увеличения обводненности продукции, проводят стандартные гидродинамические и геофизические исследования и по их результатам на выбранном участке выделяют группу добывающих и группу нагнетательных скважин, имеющих гидродинамическую связь между собой, которая устанавливается путем прослеживания индикаторов, закачиваемых в нагнетательные скважины. A deposit section is allocated at the field, regardless of the degree of development of its reserves, the oil recovery of which needs to be increased without increasing water cut, standard hydrodynamic and geophysical studies are carried out, and according to their results, a group of producing wells and a group of injection wells are connected with each other, which established by tracking indicators pumped into injection wells.
В нагнетательных скважинах проводят исследования на герметичность цементных колец и при необходимости устраняют выявленную негерметичность. In injection wells, tests are carried out on the tightness of cement rings and, if necessary, the identified leakage is eliminated.
Затем сравнивают суточный объем закачки воды в нагнетательных скважинах с суточным объемом отбора нефти в добывающих скважинах в пластовых условиях. Then, the daily volume of water injection in injection wells is compared with the daily volume of oil withdrawal in production wells under reservoir conditions.
Если суточный объем закачки воды в нагнетательных скважинах больше объема отбора нефти в пластовых условиях в добывающих скважинах, то увеличением гидравлических сопротивлений на устье нагнетательных скважин посредством штуцера и/или закачкой изолирующих составов в их призабойную зону ограничивают приемистость группы нагнетательных скважин до уровня отбора нефти в группе добывающих скважин. If the daily volume of water injection in injection wells is greater than the volume of oil withdrawal in reservoir conditions in production wells, then the increase in hydraulic resistance at the mouth of injection wells by means of a nozzle and / or injection of insulating compositions into their bottom-hole zone limits the injectivity of the group of injection wells to the level of oil extraction in the group producing wells.
После чего отбор нефти и закачка воды в установленном режиме продолжаются до того времени, пока пластовое давление достаточно для обеспечения бесперебойной работы глубинных насосов. After that, the selection of oil and water injection in the established mode continue until the reservoir pressure is sufficient to ensure the smooth operation of the deep pumps.
Как только будут исчерпаны возможности капиллярной пропитки, что проявляется в повышении обводненности продукции и в снижении добычи нефти на участке расположения добывающих скважин, производят трассерные исследования на гидродинамическую связь между нагнетательными и добывающими скважинами. As soon as the capillary impregnation possibilities have been exhausted, which is manifested in an increase in water cut of the product and in a decrease in oil production at the location of the production wells, tracer studies are performed on the hydrodynamic connection between the injection and production wells.
Если такая связь отсутствует, то это свидетельствует о самопроизвольной закупорке техногенных трещин в призабойных зонах нагнетательных скважин или частичками мехпримесей, содержащихся в закачиваемой воде, или за счет других причин, например разрушения породы на стенках трещин. If such a connection is absent, this indicates spontaneous blockage of technogenic cracks in the bottom-hole zones of injection wells or particles of solids contained in the injected water, or due to other reasons, for example, the destruction of the rock on the walls of the cracks.
Если гидродинамическая связь сохраняется, то для восстановления добычи нефти при том же уровне обводненности продукции эти техногенные трещины через нагнетательные скважины закупоривают изолирующими материалами. If the hydrodynamic connection is maintained, then to restore oil production at the same level of water cut, these technogenic cracks are sealed with insulating materials through injection wells.
Закачку воды прекращают на время, необходимое для затвердевания изоляционного материала. После этого возобновляют закачку воды с давлением, обеспечивающим образование новых техногенных трещин длиной 30-50 м в пределах ПЗП до выхода их в зону естественной трещиноватости пласта. Здесь вновь образованные техногенные трещины встретятся с естественными, отличными от тех, которые были освоены водой раньше, образуя таким образом новые каналы для вытесняющей воды. The water injection is stopped for the time required for the hardening of the insulating material. After that, the injection of water with pressure is resumed, which ensures the formation of new technogenic fractures with a length of 30-50 m within the zone of the bottomhole formation zone before they enter the zone of natural fracturing of the formation. Here, the newly formed technogenic cracks will meet with natural, different from those that were mastered by water earlier, thus forming new channels for displacing water.
Отбор нефти и закачку воды продолжают в установленном режиме до очередного понижения добычи нефти. Oil selection and water injection continue in the prescribed manner until the next decrease in oil production.
Затем вновь проводят изоляционные работы в призабойной зоне нагнетательных скважин, после чего вновь пускают их в работу с приемистостью, не превышающей отбор нефти в пластовых условиях из добывающих скважин. Then, insulating work is again carried out in the bottom-hole zone of the injection wells, after which they are again put into operation with a pick-up that does not exceed the extraction of oil under reservoir conditions from production wells.
Закачку воды в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин продолжают до достижения нефтеотдачи проектного уровня. Water injection into injection wells and oil extraction from production wells are continued until oil recovery reaches the design level.
Способ был реализован на Мало-Черногорском месторождении пласта ЮВ1, который залегает на глубине 2500 м, мощность продуктивного пласта 12 м. Пласт ЮВ1 разрабатывается на данном месторождении отдельными сетками скважин по 9-ти точечной обращенной площадной системе, где одна нагнетательная скважина обслуживает 3 добывающие скважины.The method was implemented on Little Chernogorskoye deposit formation SE 1, which lies at a depth of 2500 m, the power of the producing formation 12 m. Plast SE 1 developed on this field the individual grids wells on a 9-point reverse areal system where one injection well served 3 producing wells.
С начала промышленной разработки в течение двух лет пласт разрабатывался на истощение, за это время было отобрано 362 тыс.т чистой нефти без воды, а пластовое давление снизилось всего на 0,8 МПа. From the beginning of industrial development, for two years the reservoir was developed for depletion, during this time 362 thousand tons of pure oil without water were selected, and the reservoir pressure decreased by only 0.8 MPa.
За эти два года в центральной части пласта была пробурена проектная сетка скважин и еще через два года начато заводнение в объемах, превышающих отбор в два и более раза. Через два с половиной года были достигнуты максимальные объемы добычи нефти и жидкости: 1001,6 и 1255,6 тыс.т соответственно при годовом объеме закачки воды 2528,7 тыс.м3. В последующем добыча нефти резко снизилась и спустя пять лет стала равной 185,5 тыс.т, т.е. почти в 5 раз меньше максимальной, хотя объем закачки воды составил 1495 тыс.м. С этого времени стали снижаться не только уровни добычи, но и темпы их отбора от выработки начально извлекаемых запасов (НИЗ), что означало прорыв воды по каналам.During these two years, a design grid of wells was drilled in the central part of the reservoir and two years later flooding began in volumes exceeding the selection by two or more times. After two and a half years, the maximum volumes of oil and liquid production were achieved: 1,001.6 and 1,255.6 thousand tons, respectively, with an annual volume of water injection of 2528.7 thousand m 3 . Subsequently, oil production fell sharply and after five years it became equal to 185.5 thousand tons, i.e. almost 5 times less than the maximum, although the volume of water injection amounted to 1495 thousand m. Since that time, not only production levels began to decline, but also the rate of their selection from the development of initially recoverable reserves (NCD), which meant a breakthrough of water through the canals.
В процессе разработки месторождения анализировалась величина отношения темпа отбора нефти к обводненности, при этом было установлено, что темп отбора понижался, а обводненность увеличивалась и величина этого отношения ежегодно менялась в 1,5-2 раза, для данного случая с 2,14 до 0,04. Например, при выработке начально извлекаемых запасов, равной 35,4%, обводненность составляла 20,2%, а темп отбора - 13%, отношение составило 0,64. Через несколько лет при выработке НИЗ 64,6%, темп отбора составил 2,4% при обводненности 65,9%, величина отношения составила 0,04. In the process of developing the field, the ratio of the rate of oil extraction to water cut was analyzed, while it was found that the production rate decreased and the water cut increased and the value of this ratio changed 1.5-2 times annually, for this case from 2.14 to 0, 04. For example, when developing initial recoverable reserves of 35.4%, the water cut was 20.2%, and the selection rate was 13%, the ratio was 0.64. A few years later, with the development of NCDs of 64.6%, the selection rate was 2.4% with a water cut of 65.9%, the ratio was 0.04.
Анализ тенденции изменения отношения темпа отбора нефти к обводненности показал, что через год отношение достигнет установленного порогового значения, равного 0,03. An analysis of the trend in the change in the ratio of the rate of oil withdrawal to water cut showed that in a year the ratio will reach the established threshold value of 0.03.
В соответствии с изобретением были проведены трассерные исследования путем закачки в нагнетательные скважины индикаторов. На пятый день присутствие индикаторов было обнаружено в добывающих скважинах, расположенных на расстоянии 800 м от нагнетательной, а на шестой день присутствие их отмечено в добывающих скважинах, расположенных на расстоянии 1000 м от нагнетательной. In accordance with the invention, tracer studies were carried out by injecting indicators into injection wells. On the fifth day, the presence of indicators was detected in production wells located at a distance of 800 m from the injection, and on the sixth day their presence was noted in production wells located at a distance of 1000 m from the injection.
В коллекторе со средней проницаемостью 16 мД скорость движения индикатора составила 6,7 м/ч, что явилось признаком наличия открытых каналов. Были проведены мероприятия по закупорке открытых каналов, созданию новых временным увеличением давления закачки и установлению режима закачки воды в объеме, равном объему отбора нефти из добывающих скважин в пластовых условиях. In a reservoir with an average permeability of 16 mD, the indicator speed was 6.7 m / h, which was a sign of open channels. Measures were taken to block open channels, create new ones by temporarily increasing the injection pressure and establishing a regime of water injection in an amount equal to the volume of oil withdrawal from production wells in reservoir conditions.
После проведенных мероприятий отношение темпа отбора к обводненности стабилизировалось на уровне 0,05. Через год добыча нефти возросла до 216,5 тыс.т и стабилизировалась на этом уровне на протяжении последних лет при одновременной стабилизации обводненности 62%. After the measures taken, the ratio of the selection rate to the water cut stabilized at 0.05. A year later, oil production increased to 216.5 thousand tons and stabilized at this level over recent years while stabilizing the water cut of 62%.
Пластовое давление в зоне отбора снизилось за эти годы на 0,4 МПа, что не отразилось на работе насосов (ЭЦН и ШГН). Текущая нефтеотдача на 1.01.2000 г. достигла 34%, увеличившись почти на 20% с момента применения мероприятия. The reservoir pressure in the extraction zone has decreased over the years by 0.4 MPa, which did not affect the operation of the pumps (ESP and SHGN). As of January 1, 2000, the current oil recovery reached 34%, having increased by almost 20% since the application of the measure.
Экстраполяция характеристики вытеснения показала, что в дальнейшем нефтеотдача возрастет до 40-42%, приблизившись к проектному значению, запланированному для данного месторождения. Extrapolation of the displacement characteristic showed that in the future oil recovery will increase to 40-42%, approaching the design value planned for this field.
Источники информации
1. Муравьев И.М. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 1970, с.Sources of information
1. Muravyov I.M. etc. Development and operation of oil and gas fields. - M .: Nedra, 1970, p.
2. Патент РФ 2088752, кл. E 21 В 43/20, 1997. Прототип. 2. RF patent 2088752, cl. E 21 B 43/20, 1997. Prototype.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000126931A RU2171368C1 (en) | 2000-10-27 | 2000-10-27 | Method of development of oil deposit presented by porous-fractured reservoir |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000126931A RU2171368C1 (en) | 2000-10-27 | 2000-10-27 | Method of development of oil deposit presented by porous-fractured reservoir |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2171368C1 true RU2171368C1 (en) | 2001-07-27 |
Family
ID=20241429
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2000126931A RU2171368C1 (en) | 2000-10-27 | 2000-10-27 | Method of development of oil deposit presented by porous-fractured reservoir |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2171368C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2496976C1 (en) * | 2012-05-03 | 2013-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposits using formation hydraulic fracturing |
| CN107816339A (en) * | 2017-09-11 | 2018-03-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | Water flooding development method and device |
| RU2786898C1 (en) * | 2022-06-27 | 2022-12-26 | Александр Владимирович Болотов | Method for determining the boundary conditions for the use of primary tracers in a single-well chemical tracer test |
| CN115961923A (en) * | 2021-10-12 | 2023-04-14 | 中国石油天然气股份有限公司 | Deep profile control and flooding method for fractured reservoir |
-
2000
- 2000-10-27 RU RU2000126931A patent/RU2171368C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2496976C1 (en) * | 2012-05-03 | 2013-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposits using formation hydraulic fracturing |
| CN107816339A (en) * | 2017-09-11 | 2018-03-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | Water flooding development method and device |
| CN115961923A (en) * | 2021-10-12 | 2023-04-14 | 中国石油天然气股份有限公司 | Deep profile control and flooding method for fractured reservoir |
| RU2786898C1 (en) * | 2022-06-27 | 2022-12-26 | Александр Владимирович Болотов | Method for determining the boundary conditions for the use of primary tracers in a single-well chemical tracer test |
| RU2814676C1 (en) * | 2023-07-25 | 2024-03-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Oil deposit development method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN112302612A (en) | Functional slickwater temporary blocking and steering volume fracturing method for synchronously implanting oil displacement agent | |
| RU2342522C1 (en) | Cyclic method of hydrocarbon deposits development of wells with horizontal borehole | |
| CN106437642A (en) | Injection-production asynchronous mining method for horizontal well of fractured reservoir | |
| RU2527429C1 (en) | Development method of oil deposit with horizontal wells | |
| RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
| RU2171368C1 (en) | Method of development of oil deposit presented by porous-fractured reservoir | |
| RU2283947C1 (en) | Method for oil pool development with horizontal wells | |
| RU2379492C2 (en) | Development method at wells re-entry and oil field in general | |
| RU2290501C1 (en) | Method for extracting an oil pool | |
| CN113323636A (en) | Nitrogen injection amount determining method and oil extraction method for composite water control and oil increase | |
| RU2708924C1 (en) | Method of increasing oil recovery of carbonate oil formation with recovery of formation pressure | |
| RU2386797C1 (en) | Development method of oil field | |
| RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
| RU2584435C1 (en) | Method of developing oil deposits | |
| RU2630318C1 (en) | Development method of tight oil reservoirs by cyclic pumping of carbon dioxide | |
| RU2182653C1 (en) | Process of development of oil field | |
| RU2178517C2 (en) | Method of oil pool development at late stage | |
| RU2527949C1 (en) | Procedure for development of oil deposit with clayey collector | |
| CN112253077B (en) | Vertical type blocking mining mode three-dimensional excavation and submerging method | |
| RU2139417C1 (en) | Oil production method | |
| RU2732746C1 (en) | Method for development of powerful low-permeable oil deposit with application of water and gas pumping | |
| RU2817834C1 (en) | Method of increasing oil recovery in areas of non-stationary water flooding | |
| RU2651851C1 (en) | Method of oil field development | |
| RU2762321C1 (en) | Technology for the development of a highly permeable reservoir bed saturated with gas and underlain by reservoir water | |
| RU2494237C1 (en) | Development method of oil deposit by water-flooding |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171028 |