RU2390628C1 - Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения - Google Patents
Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2390628C1 RU2390628C1 RU2009112697/03A RU2009112697A RU2390628C1 RU 2390628 C1 RU2390628 C1 RU 2390628C1 RU 2009112697/03 A RU2009112697/03 A RU 2009112697/03A RU 2009112697 A RU2009112697 A RU 2009112697A RU 2390628 C1 RU2390628 C1 RU 2390628C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- permeability
- water
- sites
- maps
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 38
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 31
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 30
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 28
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 24
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 13
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 28
- 239000002569 water oil cream Substances 0.000 claims description 14
- 238000011161 development Methods 0.000 claims description 13
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 9
- 238000013507 mapping Methods 0.000 claims description 5
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 3
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 64
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 28
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 230000008859 change Effects 0.000 description 7
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 5
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 4
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 3
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 3
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 3
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 2
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 230000002085 persistent effect Effects 0.000 description 2
- -1 polypropylene Polymers 0.000 description 2
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 238000007669 thermal treatment Methods 0.000 description 2
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000002547 anomalous effect Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 238000011197 physicochemical method Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000010865 sewage Substances 0.000 description 1
- 238000000638 solvent extraction Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Examining Or Testing Airtightness (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для контроля за разработкой нефтяных месторождений. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности контроля за счет более полного учета параметров, характеризующих разрабатываемое месторождение. Для определения гидродинамически не связанных участков измеряют пластовое давление, вязкость пластовых флюидов, относительные фазовые проницаемости нефти и воды, производят построение карт полей давлений и карт полей скоростей фильтрации и проницаемости, накладывают карты полей давлений на карты полей скоростей фильтрации и проницаемости. Значение функции желательности применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) рассчитывают для каждого из участков по многомерному уравнению ее зависимости от числа добывающих и нагнетательных скважин, проницаемости, послойной и зональной неоднородности, степени выработки, обводненности, дебитов жидкости скважин участка. Для гидродинамически не связанных участков с равным значением функции желательности дополнительно измеряют стойкость водонефтяной эмульсии (ВНЭ) в каждой скважине, вычисляют среднее значение стойкости ВНЭ в пределах каждого участка и рекомендуют применение МУН на участках в порядке увеличения значения стойкости ВНЭ. Для конкретной скважины рекомендуют применение МУН до достижения и стабилизации максимального значения величины стойкости ВНЭ. Предложенный способ позволяет при равных средних значениях функции желательности на гидродинамически не связанных участках осуществлять выбор участков для применения МУН с учетом влияния методов воздействия на пласт. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам контроля за разработкой нефтяных месторождений.
Известные способы контроля за разработкой нефтяных месторождений включают лабораторные исследования свойств пористых сред и пластовых флюидов, геофизические и геопромысловые исследования скважин, построение и совокупный анализ карт состояния коллектора, расчленение нефтяной залежи на представительные участки с характерными геологическими и фильтрационными характеристиками и выбор зон для применения методов воздействия на пласт и увеличения нефтеотдачи.
Известен способ контроля за разработкой нефтяных залежей (пат. RU №2119583, опубл. 27.09.1998), включающий лабораторные исследования свойств пористых сред и пластовых флюидов, геофизические и геопромысловые исследования скважин, построение геологических разрезов, прослеживание пропластков по зонам характерных проницаемостей, построение карт начальных и остаточных нефтенасыщенных толщин, уточнение выработанных нефтенасыщенных толщин с учетом объемов накопленной добычи и объемов закачек.
Недостатком данного способа является то, что способ не учитывает процессы распределения градиентов давления в пласте и образование застойных зон, а также их влияние на выработку пласта, что снижает достоверность определения положения зон малоподвижной нефти.
Известен способ определения границ зон малоподвижной нефти (Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномальные нефти. - М.: Недра, 1975, 168 с.), включающий измерение содержания структурообразующих компонентов нефти, измерение пластового давления в скважинах, расчет динамического напряжения сдвига. На основе рассчитанных значений динамического напряжения сдвига нефти для каждой скважины и карты распределения проницаемости пласта строят карту распределения градиентов динамического давления сдвига. По измеренным значениям пластового давления в каждой скважине строят карты распределения градиентов пластового давления. Сопоставляют значения градиентов динамического давления сдвига нефти с фактическими градиентами пластового давления. Границы зон малоподвижной нефти проводят путем совмещения карт распределения градиентов динамического давления сдвига нефти с картой распределения фактических градиентов пластового давления.
Недостатком данного способа является его применимость только для однородных пластов. При высокой степени зональной и послойной неоднородности, а также при усилении неоднородности строения пласта способ контроля не учитывает влияние скоростей фильтрации на процессы распределения градиентов давления в пласте и образование застойных зон, а также их влияние на выработку пласта, что снижает достоверность определения положения зон малоподвижной нефти.
Наиболее близким по сути к заявляемому является способ контроля за разработкой нефтяных месторождений (пат. RU №2172402, опубл. 20.08.2001), включающий измерение пластового давления, вязкости пластовых флюидов, относительных фазовых проницаемостей нефти и воды, построение карт полей давлений и карт полей скоростей фильтрации и проницаемости, наложение карт полей давлений на карты полей скоростей фильтрации и проницаемости, определение положения гидродинамически не связанных участков. Для каждого из гидродинамически не связанных участков рассчитывают значение функции желательности применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) по многомерному уравнению ее зависимости от числа добывающих и нагнетательных скважин, проницаемости, послойной и зональной неоднородности, степени выработки, обводненности, дебитов жидкости скважин участка. Для применения МУН выбирают гидродинамически не связанные участки в порядке убывания функции желательности.
К недостаткам данного способа можно отнести то, что способ не учитывает влияние методов воздействия на пласт, приводящих к необратимым изменениям структуры порового пространства и изменениям свойств пластовых флюидов.
Многолетнее воздействие на пласты при разработке месторождения приводит к необратимому изменению структуры порового пространства, снижению проницаемости, изменению свойств пластовых флюидов и изменению структуры запасов.
Воздействие на залежь водой нарушает равновесное состояние системы залежи, так как физико-химические свойства закачиваемой воды отличаются от пластовой. Закачиваемая вода является новой компонентой залежи, поэтому при взаимодействии ее с матрицей породы, углеводородами и пластовой водой усиливается неоднородность строения пласта, увеличивается различие в проницаемости пород, существенно изменяются свойства пластовых жидкостей. Таким образом, в пласте создаются условия для образования водонефтяных эмульсий (Амиян В.А. Возможность образования эмульсий в призабойной зоне. - М., 1959, №11, 39 с. / ЦНИИТЭнефтегаз. Сер. Нефтепромысловое дело. Новости нефтяной и газовой техники).
Из промысловой практики известно, что наиболее значительные изменения претерпевает продуктивный пласт при применении термических методов воздействия. Термические процессы сопровождаются образованием вязких и стойких нефтяных эмульсий (Позднышев Г.Н., Фаттахов Р.Ш., Бриль Д.М. Образование стойких нефтяных эмульсий при применении тепловых методов воздействия на пласт и пути их разрушения. // Тематический науч.-техн. обзор: Сер. Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 1983, вып. 16 (65), 44 с.). На месторождении Кенкияк (Северный Казахстан) циклическая закачка пара в добывающие скважины сопровождалась образованием тонкодисперсных структур эмульсий конденсата пара в нефти (Алиманов Д.А. Некоторые вопросы добычи высоковязкой нефти на месторождении Кенкияк. // Нефтепромысловое дело: Науч.-техн. информ. сб. - М.: ВНИИОЭНГ, 1981, №6, с.19-20.).
При применении различных методов воздействия в пласте образуются нефтяные эмульсии различной стойкости. Стойкость к разрушению перекачиваемой водонефтяной эмульсии характеризует изменение состояния нефтяной залежи в результате применения методов увеличения нефтеотдачи. Поэтому в пределах залежи в гидродинамически не связанных зонах среднее значение величины стойкости нефтяной эмульсии будет различным.
Увеличение стойкости водонефтяной эмульсии значительно осложняет подъем и транспорт эмульсии, приводит к быстрому износу оборудования, применению деэмульгаторов и влечет за собой значительное увеличение затрат на добычу нефти. В связи с этим повышается значение выбора участка для применения МУН.
Целью изобретения является повышение эффективности контроля за разработкой нефтяных месторождений при подъеме и перекачивании водонефтяных эмульсий за счет более полного учета параметров, характеризующих разрабатываемое месторождение, а именно учета значения стойкости к разрушению перекачиваемой водонефтяной эмульсии.
Для достижения поставленной цели в способе контроля за разработкой нефтяных месторождений, включающем измерение пластового давления, вязкости пластовых флюидов, относительных фазовых проницаемостей нефти и воды, построение карт полей давлений и карт полей скоростей фильтрации и проницаемости, наложение карт полей давлений на карты полей скоростей фильтрации и проницаемости, определение положения гидродинамически не связанных участков, расчет для каждого из участков значения функции желательности применения МУН по многомерному уравнению ее зависимости от числа добывающих и нагнетательных скважин, проницаемости, послойной и зональной неоднородности, степени выработки, обводненности, дебитов жидкости скважин участка, для гидродинамически не связанных участков с равным значением функции желательности дополнительно измеряют стойкость водонефтяной эмульсии в каждой скважине, вычисляют среднее значение стойкости водонефтяной эмульсии в пределах каждого участка и рекомендуют применение МУН на участках в порядке увеличения значения стойкости водонефтяной эмульсии.
Для конкретной скважины рекомендуют применение МУН до достижения и стабилизации максимального значения величины стойкости водонефтяной эмульсии.
При выборе гидродинамически не связанных участков для применения МУН возникают ситуации, когда разные участки имеют практически равное (в зависимости от точности расчетов) значение функции желательности. В этом случае выбор участка для применения МУН может быть сделан в зависимости от значения стойкости водонефтяной эмульсии, характеризующей состояния нефтяной залежи в результате применения методов увеличения нефтеотдачи на сравниваемых участках.
Известно, что увеличение кратности применения методов воздействия на пласт снижает величину дополнительной добычи нефти. Многочисленными исследованиями установлено, что с увеличением кратности солянокислотных обработок добывающих скважин величина дополнительной добычи нефти снижается (Амиян В.А., Уголев B.C. Физико-химические методы повышения производительности скважин. - М.: Недра, 1970, 279 с.).
Известно также, что эффективность циклических паротепловых обработок скважин снижается при увеличении количества циклов (Артеменко А.И., Кащавцев В.А., Фаткуллин А.А. Пароциклическое воздействие как один из приоритетов добычи высоковязкой нефти. // Нефтяное хозяйство, 2005, №6, с.113-115).
Снижение величины дополнительной добычи нефти с увеличением кратности воздействия на пласт связано с увеличением величины стойкости нефтяных эмульсий. Стойкость водонефтяных эмульсий возрастает с увеличением кратности воздействия на пласт и достигает максимального значения. При стабилизации максимального значения величины стойкости водонефтяной эмульсии величина дополнительной добычи нефти незначительна. Поэтому для конкретной скважины в пределах выбранного участка применение МУН будет эффективным до достижения и стабилизации максимального значения величины стойкости водонефтяной эмульсии.
На фиг.1 представлен график изменения дополнительной добычи нефти (1) и график изменения стойкости нефтяной эмульсии (2) при повторных циклических паротепловых обработках скважины 427: Qn/Q1 - отношение уровня добычи после проведения n-го цикла - Qn к уровню добычи после проведения 1-го цикла Q1; ηn/η1 - отношение уровня стойкости нефтяной эмульсии после проведения n-го цикла - ηn к уровню стойкости нефтяной эмульсии после проведения 1-го цикла - η1.
На фиг.2 представлен график изменения дополнительной добычи нефти (1) и график изменения стойкости нефтяной эмульсии (2) при повторных солянокислотных обработках скважины 279: ΔQ/Q - отношение уровня дополнительной добычи к уровню добычи после проведения цикла; Δη/η - отношение уровня изменения стойкости нефтяной эмульсии к уровню стойкости нефтяной эмульсии после проведения цикла.
Реализация предлагаемого способа контроля за разработкой нефтяной залежи была проведена на примере Гремихинского месторождения, расположенного на территории Удмуртской Республики. Основным и образующим объектом разработки Гремихинского месторождения является пласт A4 башкирского яруса. Объект разрабатывается по площадной семиточечной системе размещения скважин с расстоянием между скважинами 173 м. Вязкость нефти в пластовых условиях равнялась 148,14 мПа·с. Для разработки данного объекта применялись различные методы воздействия на пласт.
В соответствии с последовательностью операций, изложенной в патенте RU №2172402 и включающей измерение пластового давления, вязкости пластовых флюидов, относительных фазовых проницаемостей нефти и воды, построение карт полей давлений и карт полей скоростей фильтрации и проницаемости, наложение карт полей давлений на карты полей скоростей фильтрации и проницаемости, для пласта A4 башкирского яруса были определены гидродинамически не связанные участки в пределах нефтяных залежей. Для каждого из определенных участков рассчитаны значения функций желательности применения МУН по многомерному уравнению ее зависимости от числа добывающих и нагнетательных скважин, проницаемости, послойной и зональной неоднородности, степени выработки, обводненности, дебитов жидкости участка. Выявлены участки, для которых функции желательности применения МУН имели практически равные значения - 0,4331 и 0,4330. При анализе методов воздействия на пласт установлено, что на первом участке (функция желательности 0,4331) эксплуатационные скважины находятся в зоне воздействия скважин, в которые производилась импульсная дозированная закачка пара. В настоящее время производится закачка промысловой сточной воды. На втором участке (функция желательности 0,4330) эксплуатационные скважины находятся в зоне воздействия горячей водой. Закачка горячей воды стала производиться после разработки участка на естественном режиме. Подъем пластовых жидкостей в скважинах обоих участков осуществляется с применением установок ЭЦН.
На скважинах данных участков были отобраны пробы нефтяных эмульсий. Измерение стойкости эмульсий было проведено по следующей методике. Водонефтяную эмульсию объемом 100 мл наливали в полипропиленовый стакан, который помещали в ванну, заполненную дистиллированной водой. В ванну опускали два электрода. Сила тока через электроды составляла 1,2 А. Напряжение между электродами было равно 12 В. Процесс обработки эмульсии контролировался по изменению окислительно-восстановительного потенциала (ОВП) в полипропиленовых пакетах с дистиллированной водой, которые опускали в ванну с электродами. ОВП дистиллированной воды составлял +120 мВ. Процесс обработки прерывался при достижении ОВП воды в ванне максимального значения, равного -205 мВ. Продолжительность паузы определялась по уменьшению ОВП воды в ванне до минимального значения -50 мВ. Данный цикл повторяли до формирования границы раздела между нефтью и водой. Чем больше время расслоения нефти и воды, тем больше стойкость нефтяной эмульсии. Далее было вычислено среднее значение стойкости нефтяной эмульсий для обоих участков. Среднее значение стойкости водонефтяных эмульсий на первом участке превышало среднее значение стойкости водонефтяных эмульсий на втором участке в 1,3 раза. Было рекомендовано применение МУН на втором участке.
В пределах расположения первого участка на скважине 427 было проведено 7 повторных циклических паротепловых обработок. После проведения паротепловой циклической обработки скважины производили отбор пробы нефтяной эмульсии. Стойкость нефтяной эмульсии измерялась в соответствии с вышеприведенной методикой. Из графика, представленного на фиг.1, следует, что после 4-го цикла стойкость нефтяной эмульсии достигает максимального значения и проведение следующих циклов не эффективно, так как дополнительная добыча нефти имеет незначительную величину.
В пределах расположения второго участка на скважине 279 было проведено 4 солянокислотных обработки. Из графика, представленного на фиг.2, следует, что после 3-й солянокислотной обработки стойкость нефтяной эмульсии достигает максимального значения. Дополнительная добыча нефти при последующих циклах имеет низкие значения, что позволяет сделать вывод о нецелесообразности дальнейшего применения МУН.
Предложенный способ контроля за разработкой нефтяного месторождения позволяет при равных средних значениях функции желательности на гидродинамически не связанных участках осуществлять выбор участков для применения МУН с учетом влияния методов воздействия на пласт, приводящих к необратимым изменениям структуры порового пространства и изменениям свойств пластовых флюидов.
Claims (2)
1. Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения, включающий измерение пластового давления, вязкости пластовых флюидов, относительных фазовых проницаемостей нефти и воды, построение карт полей давлений и карт полей скоростей фильтрации и проницаемости, наложение карт полей давлений на карты полей скоростей фильтрации и проницаемости, определение положения гидродинамически несвязанных участков, расчет для каждого из участков значения функции желательности применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) по многомерному уравнению ее зависимости от числа добывающих и нагнетательных скважин, проницаемости, послойной и зональной неоднородности, степени выработки, обводненности, дебитов жидкости скважин участка, отличающийся тем, что для гидродинамически несвязанных участков с равным значением функции желательности дополнительно измеряют стойкость водонефтяной эмульсии в каждой скважине, вычисляют среднее значение стойкости водонефтяной эмульсии в пределах каждого участка и рекомендуют применение МУН на участках в порядке увеличения значения стойкости водонефтяной эмульсии.
2. Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения по п.1, отличающийся тем, что для конкретной скважины рекомендуют применение МУН до достижения и стабилизации максимального значения величины стойкости водонефтяной эмульсии.
Priority Applications (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009112697/03A RU2390628C1 (ru) | 2009-04-06 | 2009-04-06 | Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения |
| CN201080010651.9A CN102341563B (zh) | 2009-04-06 | 2010-04-02 | 用于油藏开发的控制方法 |
| PCT/RU2010/000153 WO2010134843A1 (ru) | 2009-04-06 | 2010-04-02 | Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения |
| EP10777995.1A EP2418349A4 (en) | 2009-04-06 | 2010-04-02 | METHOD FOR MONITORING THE OPERATION OF OILFIELD DEPOSITS |
| US13/267,437 US20120024524A1 (en) | 2009-04-06 | 2011-10-06 | Method for Monitoring Oil Field Development |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009112697/03A RU2390628C1 (ru) | 2009-04-06 | 2009-04-06 | Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2390628C1 true RU2390628C1 (ru) | 2010-05-27 |
Family
ID=42680473
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009112697/03A RU2390628C1 (ru) | 2009-04-06 | 2009-04-06 | Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20120024524A1 (ru) |
| EP (1) | EP2418349A4 (ru) |
| CN (1) | CN102341563B (ru) |
| RU (1) | RU2390628C1 (ru) |
| WO (1) | WO2010134843A1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102720485A (zh) * | 2012-07-20 | 2012-10-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种中高含水油田含水上升率的预测方法 |
| CN109594968A (zh) * | 2017-09-28 | 2019-04-09 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种页岩气多段压裂水平井压后裂缝参数评价方法及*** |
| RU2704400C1 (ru) * | 2018-06-14 | 2019-10-28 | Петрочайна Компани Лимитед | Способ и устройство для прогнозирования изменения скорости нарастания обводненности в нефтяном пласте с водонапорным режимом |
Families Citing this family (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103247215B (zh) * | 2013-04-12 | 2015-08-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 低渗透油藏多层合采物理模拟***及方法 |
| RU2648065C2 (ru) * | 2014-01-23 | 2018-03-22 | ДАУ ГЛОБАЛ ТЕКНОЛОДЖИЗ ЭлЭлСи | Жесткий пенополиуретан, имеющий ячейки малого размера |
| CN104453807B (zh) * | 2014-10-29 | 2016-10-19 | 中国海洋石油总公司 | 一种油田注采井组水驱窜流判别方法 |
| CN105865982B (zh) * | 2016-04-20 | 2019-01-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | 渗吸剂渗透速度测试仪 |
| US10570717B2 (en) | 2016-09-26 | 2020-02-25 | International Business Machines Corporation | Controlling operation of a steam-assisted gravity drainage oil well system utilizing continuous and discrete control parameters |
| US10378324B2 (en) | 2016-09-26 | 2019-08-13 | International Business Machines Corporation | Controlling operation of a steam-assisted gravity drainage oil well system by adjusting controls based on forecast emulsion production |
| US10614378B2 (en) | 2016-09-26 | 2020-04-07 | International Business Machines Corporation | Cross-well allocation optimization in steam assisted gravity drainage wells |
| US10352142B2 (en) | 2016-09-26 | 2019-07-16 | International Business Machines Corporation | Controlling operation of a stem-assisted gravity drainage oil well system by adjusting multiple time step controls |
| US10577907B2 (en) | 2016-09-26 | 2020-03-03 | International Business Machines Corporation | Multi-level modeling of steam assisted gravity drainage wells |
| US10267130B2 (en) * | 2016-09-26 | 2019-04-23 | International Business Machines Corporation | Controlling operation of a steam-assisted gravity drainage oil well system by adjusting controls to reduce model uncertainty |
| CN111971452A (zh) * | 2018-02-21 | 2020-11-20 | 沙特***石油公司 | 使用互连储层区域图的渗透率预测 |
| RU2717326C1 (ru) * | 2019-08-30 | 2020-03-20 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Способ оценки охвата пласта системой разработки |
Family Cites Families (29)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6321840B1 (en) * | 1988-08-26 | 2001-11-27 | Texaco, Inc. | Reservoir production method |
| US5146086A (en) * | 1991-03-19 | 1992-09-08 | Chevron Research And Technology Company | Method and apparatus for imaging porous media and method for fabricating novel optical materials |
| US5632604A (en) * | 1994-12-14 | 1997-05-27 | Milmac | Down hole pressure pump |
| RU2096600C1 (ru) * | 1996-07-05 | 1997-11-20 | Акционерное общество открытого типа "Ноябрьскнефтегаз" | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2119583C1 (ru) | 1997-04-07 | 1998-09-27 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Способ контроля за разработкой нефтяных залежей |
| US5927404A (en) * | 1997-05-23 | 1999-07-27 | Exxon Production Research Company | Oil recovery method using an emulsion |
| US5855243A (en) * | 1997-05-23 | 1999-01-05 | Exxon Production Research Company | Oil recovery method using an emulsion |
| US6089317A (en) * | 1997-06-24 | 2000-07-18 | Baker Hughes, Ltd. | Cyclonic separator assembly and method |
| US6827749B2 (en) * | 1999-07-07 | 2004-12-07 | The Lubrizol Corporation | Continuous process for making an aqueous hydrocarbon fuel emulsions |
| US6484819B1 (en) * | 1999-11-17 | 2002-11-26 | William H. Harrison | Directional borehole drilling system and method |
| US7449114B2 (en) * | 2000-06-29 | 2008-11-11 | Srp Technologies, Inc. | Halogenated solvent remediation |
| DE60011445D1 (de) * | 2000-11-28 | 2004-07-15 | St Microelectronics Srl | Textilartiger kapazitiver Drucksensor und Verfahren zum Abbilden des auf Punkte einer Oberfläche eines flexiblen und biegsamen Objekts, insbesondere eines Segels, ausgeübten Drucks |
| US7032662B2 (en) * | 2001-05-23 | 2006-04-25 | Core Laboratories Lp | Method for determining the extent of recovery of materials injected into oil wells or subsurface formations during oil and gas exploration and production |
| US6814141B2 (en) * | 2001-06-01 | 2004-11-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for improving oil recovery by delivering vibrational energy in a well fracture |
| PL348996A1 (en) * | 2001-08-01 | 2003-02-10 | B Sp Z Oo Ab | Method of and apparatus for monitoring the parameters of aqueous phase in water-and-oil emulsions |
| US7045339B2 (en) * | 2002-08-20 | 2006-05-16 | Srp Technologies, Inc. | Electron donors for chlorinated solvent source area bioremediation |
| CN1517510A (zh) * | 2003-01-13 | 2004-08-04 | 大庆油田有限责任公司 | 油田注水井分层流量调配方法 |
| RU2239177C1 (ru) * | 2003-06-23 | 2004-10-27 | Дочернее закрытое акционерное общество "Нижневартовский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности" | Способ определения источников образования стойких водонефтяных эмульсий |
| US7198107B2 (en) * | 2004-05-14 | 2007-04-03 | James Q. Maguire | In-situ method of producing oil shale and gas (methane) hydrates, on-shore and off-shore |
| US7051817B2 (en) * | 2004-08-09 | 2006-05-30 | Sorowell Production Services Llc | Device for improving oil and gas recovery in wells |
| WO2006065912A1 (en) * | 2004-12-13 | 2006-06-22 | Champion Technologies, Inc. | Quantitative evaluation of emulsion stability based on critical electric field measurements |
| US7662275B2 (en) * | 2006-05-19 | 2010-02-16 | Colorado School Of Mines | Methods of managing water in oil shale development |
| WO2008024147A1 (en) * | 2006-08-23 | 2008-02-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Composition and method for using waxy oil-external emulsions to modify reservoir permeability profiles |
| PL2138221T3 (pl) * | 2007-03-29 | 2015-03-31 | Toray Industries | Środek filtrujący i jednostka filtrująca |
| WO2009009382A2 (en) * | 2007-07-12 | 2009-01-15 | Glori Oil Limited | Process for enhanced oil recovery using a microbial consortium |
| MX2010005835A (es) * | 2007-11-30 | 2010-06-30 | Mi Llc | Fluidos rompedores y metodos de uso de los mismos. |
| US8113278B2 (en) * | 2008-02-11 | 2012-02-14 | Hydroacoustics Inc. | System and method for enhanced oil recovery using an in-situ seismic energy generator |
| US20100096129A1 (en) * | 2008-10-17 | 2010-04-22 | Schlumberger Technology Corporation | Method of hydrocarbon recovery |
| US8424784B1 (en) * | 2012-07-27 | 2013-04-23 | MBJ Water Partners | Fracture water treatment method and system |
-
2009
- 2009-04-06 RU RU2009112697/03A patent/RU2390628C1/ru not_active IP Right Cessation
-
2010
- 2010-04-02 WO PCT/RU2010/000153 patent/WO2010134843A1/ru active Application Filing
- 2010-04-02 CN CN201080010651.9A patent/CN102341563B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2010-04-02 EP EP10777995.1A patent/EP2418349A4/en not_active Withdrawn
-
2011
- 2011-10-06 US US13/267,437 patent/US20120024524A1/en not_active Abandoned
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102720485A (zh) * | 2012-07-20 | 2012-10-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种中高含水油田含水上升率的预测方法 |
| CN102720485B (zh) * | 2012-07-20 | 2015-04-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种中高含水油田含水上升率的预测方法 |
| CN109594968A (zh) * | 2017-09-28 | 2019-04-09 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种页岩气多段压裂水平井压后裂缝参数评价方法及*** |
| CN109594968B (zh) * | 2017-09-28 | 2022-04-12 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种页岩气多段压裂水平井压后裂缝参数评价方法及*** |
| RU2704400C1 (ru) * | 2018-06-14 | 2019-10-28 | Петрочайна Компани Лимитед | Способ и устройство для прогнозирования изменения скорости нарастания обводненности в нефтяном пласте с водонапорным режимом |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP2418349A4 (en) | 2015-04-22 |
| EP2418349A1 (en) | 2012-02-15 |
| US20120024524A1 (en) | 2012-02-02 |
| CN102341563B (zh) | 2015-06-10 |
| CN102341563A (zh) | 2012-02-01 |
| WO2010134843A1 (ru) | 2010-11-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2390628C1 (ru) | Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения | |
| Zhou et al. | Mechanisms of imbibition during hydraulic fracturing in shale formations | |
| RU2274747C2 (ru) | Методика оптимизации добычи из многослойных смешанных пластов с использованием данных о динамике изменения дебита смешанных пластов и данных геофизических исследований в эксплуатационных скважинах | |
| Sharma et al. | The design and execution of an alkaline/surfactant/polymer pilot test | |
| CN112392472B (zh) | 确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法及装置 | |
| RU2666842C1 (ru) | Способ определения фильтрационных параметров в многоскважинной системе методом Импульсно-Кодового Гидропрослушивания (ИКГ) | |
| RU2670703C9 (ru) | Способ мониторинга места разведки и разработки нетрадиционных углеводородов | |
| Mukherjee et al. | CO2 Foam Pilot in Salt Creek Field, Natrona County, WY-Phase I-Laboratory Work, Reservoir Simulation, and Initial Design | |
| CN111222252A (zh) | 一种用于低饱和度油藏油水两相压后产能预测方法及*** | |
| Callegaro et al. | Design and implementation of low salinity waterflood in a north African brown field | |
| RU2680566C1 (ru) | Способ определения профиля притока в низкодебитных горизонтальных скважинах с многостадийным гидроразрывом пласта | |
| RU2318993C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи | |
| RU2734358C1 (ru) | Способ определения текущей водонасыщенности продуктивного пласта | |
| RU2720848C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками | |
| CN108414405B (zh) | 评价钻井液中表面活性剂在页岩微裂缝内作用规律的方法 | |
| RU2652245C1 (ru) | Способ разработки залежи битуминозной нефти | |
| US10801321B2 (en) | Method for monitoring salinity within an underground formation | |
| RU2626491C1 (ru) | Способ разработки многопластовых нефтяных залежей с гидродинамически связанными пластами | |
| Alyan et al. | Mitigating water injectivity decline in tight carbonates due to suspended particles | |
| Almukhametova | Developing the technology of non-stationary treatment through the example of the deposit of Severnye Buzachi | |
| RU2603867C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения | |
| RU2788204C1 (ru) | Способ определения коэффициента извлечения нефти для неоднородного пласта | |
| RU2766482C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками | |
| RU2151860C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти с подошвенной водой | |
| SU1461891A1 (ru) | Способ определени параметров выработки нефт ного пласта |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190407 |