RU2731243C2 - Способ разработки слабопроницаемой нефтяной залежи с применением раздельной закачки воды и газа - Google Patents
Способ разработки слабопроницаемой нефтяной залежи с применением раздельной закачки воды и газа Download PDFInfo
- Publication number
- RU2731243C2 RU2731243C2 RU2018118741A RU2018118741A RU2731243C2 RU 2731243 C2 RU2731243 C2 RU 2731243C2 RU 2018118741 A RU2018118741 A RU 2018118741A RU 2018118741 A RU2018118741 A RU 2018118741A RU 2731243 C2 RU2731243 C2 RU 2731243C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- formation
- injection
- gas
- oil
- Prior art date
Links
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 69
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 69
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 45
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 79
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 37
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 18
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 18
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 18
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 6
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims abstract description 5
- 230000002265 prevention Effects 0.000 claims abstract description 5
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims abstract description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 6
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 4
- 238000004088 simulation Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 2
- 230000009849 deactivation Effects 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 55
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 5
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N Nitrovin Chemical compound C=1C=C([N+]([O-])=O)OC=1\C=C\C(=NNC(=N)N)\C=C\C1=CC=C([N+]([O-])=O)O1 XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
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
- E21B43/20—Displacing by water
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Edible Oils And Fats (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке слабопроницаемой нефтяной залежи с применением раздельной закачки воды и газа. Обеспечивает повышение нефтеотдачи. Cпособ включает расконсервацию находящихся в консервации скважин в качестве добывающих и нагнетательных, изоляцию в данных скважинах части продуктивного пласта, закачку в нагнетательные скважины рабочего агента с созданием вертикально-латерального вытеснения, отбор продукции из добывающих скважин. Согласно изобретению, выбирают залежь с общей нефтенасыщенной толщиной пласта не менее 50 м, выделяют как минимум один элемент разработки, представляющий из себя нагнетательную скважину с добывающими вокруг, скважины подбирают таким образом, чтобы расстояние между стволами нагнетательной и добывающими скважинами в продуктивной части пласта составляло 300-1000 м, для этого при необходимости дополнительно бурят вертикальные и/или наклонно-направленные скважины, после первоначального отбора продукции пласта и снижения пластового давления до уровня не ниже давления насыщения нефти газом, в нагнетательные скважины начинают вести одновременно-раздельную закачку воды и газа, перфорируют не более 1/3 части пласта у кровли и не более 1/3 части пласта у подошвы, причем закачку газа ведут в кровельную часть пласта, а воды – в подошвенную часть пласта, отбор продукции из добывающих скважин, а соответственно, и перфорацию осуществляют в средней, не более 1/3 по толщине, части продуктивного пласта, причем количество нагнетательных скважин, соотношение и тип воды и газа определяют по результатам лабораторных исследований по нефтевытеснению и гидродинамического моделирования с объемами воды и газа, доступными для закачки в районе данной залежи и с достижением максимальной нефтеотдачи, в процессе разработки осуществляют мониторинг закачки и отбора посредствам гидродинамического моделирования, прорыв рабочего агента к добывающим скважинам, а также недопущение снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом контролируют режимами и временем работы всех скважин залежи, периодически осуществляют смену закачки рабочих агентов – закачку газа ведут в подошвенную часть пласта, а воды – в кровельную часть пласта. 2 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке слабопроницаемой нефтяной залежи с применением раздельной закачки воды и газа.
Известен способ разработки при расконсервации скважин и нефтяной залежи в целом, включающий использование фонтанного или механизированного способа добычи нефти и формирование системы вертикально-латерального заводнения. Для этого в расконсервируемые простаивающие скважины спускают заливочные трубы выше кровли продуктивного пласта и осуществляют цементирование забоя скважины под давлением на высоту более толщины пласта. В скважинах, расконсервируемых в качестве добывающих, полученный цементный стакан разбуривают на глубину не более половины интервала продуктивного пласта, считая от кровли. Дополнительно создают зумпф для спуска перфорационного оборудования и выполняют повторную перфорацию в интервале не более половины продуктивного пласта, считая от кровли. Затем запускают скважины в добычу нефти фонтанным или механизированным способом. В скважинах, расконсервируемых в качестве нагнетательных, полученный цементный стакан разбуривают до подошвы пласта, создают зумпф для перфорационного оборудования и выполняют повторную перфорацию в интервале нижней одной трети пласта. Затем запускают нагнетательные скважины под закачку воды. Для снижения вероятности потери герметичности цементного камня выше или ниже интервала перфорации создание перфорационных отверстий выполняют методом гидропескоструйной перфорации (патент РФ №2379492, кл. Е21В 43/20, Е21В 43/11, опубл. 20.01.2010).
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ организации вертикально-латерального заводнения, включающий использование простаивающих - находящихся в консервации вертикальных или наклонно направленных скважин. Выбирают скважины, расконсервируемые в качестве добывающих и нагнетательных. В расконсервируемых в качестве добывающих скважинах изолируют нижнюю половину продуктивного пласта, но оставляют незатронутым перфорированный интервал в верхней половине продуктивного пласта, спускают насосно-компрессорные трубы - НКТ с глубинным насосом и/или другим оборудованием в соответствии с планируемым способом эксплуатации и запускают скважину в эксплуатацию с добычей продукции из перфорированной верхней половины продуктивного пласта. В скважинах, расконсервируемых в качестве нагнетательных, спускают НКТ с пакером, устанавливают пакер на уровне двух третей продуктивной толщины от кровли пласта и затем производят закачку воды в нижнюю треть продуктивного пласта. По одному из вариантов изоляцию нижней половины продуктивного пласта осуществляют путем установки цементного моста или заливки нижней части забоя цементом. По другому варианту изоляцию нижней половины продуктивного пласта осуществляют применением НКТ с пакером, герметичной заглушкой на нижнем торце НКТ и наличием отверстий, щелей или других сквозных прорезей в НКТ на уровне верхней перфорированной половины продуктивного пласта. При этом пакер устанавливают на уровне середины толщины продуктивного пласта (патент РФ №2531074, кл. Е21В 43/20, опубл. 20.10.2014 - прототип).
Общим недостатком известных способов является то, что несмотря на создание вертикально-латерального вытеснения нефти, данный процесс не оптимизирован как с точки зрения подбора рабочих агентов, объемов их закачки, так и расположения скважин и режимов их работы, что приводит к быстрому прорыву рабочего агента и низким показателям нефтевытеснения, особенно для слабопроницаемых пластов. В результате нефтеотдача от применения указанных способов остается невысокой.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи слабопроницаемой нефтяной залежи.
Задача решается тем, что в способе разработки слабопроницаемой нефтяной залежи с применением раздельной закачки воды и газа, включающем расконсервацию находящихся в консервации скважин в качестве добывающих и нагнетательных, изоляцию в данных скважинах части продуктивного пласта, закачку в нагнетательные скважины рабочего агента с созданием вертикально-латерального вытеснения, отбор продукции из добывающих скважин, согласно изобретению, выбирают залежь с общей нефтенасыщенной толщиной пласта не менее 50 м, выделяют как минимум один элемент разработки, представляющий из себя нагнетательную скважину с добывающими вокруг, скважины подбирают таким образом, чтобы расстояние между стволами нагнетательной и добывающими скважинами в продуктивной части пласта составляло 300-1000 м, для этого при необходимости дополнительно бурят вертикальные и/или наклонно-направленные скважины, после первоначального отбора продукции пласта и снижения пластового давления до уровня не ниже давления насыщения нефти газом, в нагнетательные скважины начинают вести одновременно-раздельную закачку воды и газа, перфорируют не более 1/3 части пласта у кровли и не более 1/3 части пласта у подошвы, причем закачку газа ведут в кровельную часть пласта, а воды – в подошвенную часть пласта, отбор продукции из добывающих скважин, а, соответственно, и перфорацию осуществляют в средней, не более 1/3 по толщине, части продуктивного пласта, причем количество нагнетательных скважин, соотношение и тип воды и газа определяют по результатам лабораторных исследований по нефтевытеснению и гидродинамического моделирования с объемами воды и газа, доступными для закачки в районе данной залежи и с достижением максимальной нефтеотдачи, в процессе разработки осуществляют мониторинг закачки и отбора посредствам гидродинамического моделирования, прорыв рабочего агента к добывающим скважинам, а также недопущение снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом контролируют режимами и временем работы всех скважин залежи, периодически осуществляют смену закачки рабочих агентов – закачку газа ведут в подошвенную часть пласта, а воды – в кровельную часть пласта.
Сущность изобретения.
Разработка слабопроницаемой нефтяной залежи характеризуется низкой эффективностью закачки воды для целей поддержания пластового давления и нефтевытеснения. В результате коэффициент охвата пластов и нефтеотдача остаются низкими. Существующие технические решения не в полной мере позволяют осуществлять наиболее полную выработку нефти из слабопроницаемых залежей посредствам закачки воды. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи слабопроницаемой нефтяной залежи. Задача решается следующим образом.
Способ реализуют следующим образом.
Выбирают залежь нефти со слабопроницаемым коллектором и общей нефтенасыщенной толщиной не менее 50 м. На залежи выделяют как минимум один элемент разработки (например, пятиточечный элемент), представляющий из себя нагнетательную скважину с добывающими вокруг. Скважины подбирают таким образом, чтобы расстояние между стволами нагнетательной и добывающими скважинами в продуктивной части пласта составляло 300-1000 м. В качестве скважин, помимо работающих, выбирают находящиеся в консервации скважины, которые расконсервируют в качестве добывающих и нагнетательных. Кроме того, при необходимости дополнительно бурят вертикальные и/или наклонно-направленные скважины.
Согласно исследованиям, при общей нефтенасыщенной толщине пласта менее 50 м, предлагаемый способ значительно снижает нефтеотдачу ввиду уменьшения коэффициента охвата. Расположение стволов нагнетательной и добывающей скважин на расстоянии 300-1000 м друг от друга в пласте с толщиной не менее 50 м позволяет создать латеральное вытеснение нефти и избежать резкого прорыва рабочего агента к добывающим скважинам. Причем расстояние менее 300 м не обеспечивает должного латерального вытеснения, а при расстоянии более 1000 м – эффект практически не наблюдается ввиду низкой проницаемости коллектора.
После первоначального отбора продукции пласта и снижения пластового давления до уровня не ниже давления насыщения нефти газом, в нагнетательные скважины начинают вести одновременно-раздельную закачку воды и газа с использованием соответствующего оборудования. Для этого перфорируют не более 1/3 части пласта у кровли и не более 1/3 части пласта у подошвы. Закачку газа ведут в кровельную часть пласта, а воды – в подошвенную часть пласта. Отбор продукции из добывающих скважин, а, соответственно, и перфорацию осуществляют в средней, не более 1/3 по толщине, части продуктивного пласта. В качестве газа используют CO2, N2 или углеводородный газ, а в качестве воды – пластовую, сточную или пресную воду. Таким образом, формируют вертикально-латеральное вытеснение нефти.
Количество нагнетательных скважин, соотношение и тип воды и газа определяют по результатам лабораторных исследований по нефтевытеснению и гидродинамического моделирования с объемами воды и газа, доступными для закачки в районе данной залежи и с достижением максимальной нефтеотдачи. В процессе разработки осуществляют мониторинг закачки и отбора посредствам гидродинамического моделирования. Прорыв рабочего агента к добывающим скважинам, а также недопущение снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом контролируют режимами и временем работы всех скважин залежи. Периодически осуществляют смену закачки рабочих агентов – закачку газа ведут в подошвенную часть пласта, а воды – в кровельную часть пласта.
Согласно исследованиям, при снижении пластового давления ниже давления насыщения нефти газом, эффективность способа значительно снижается виду ухудшения характеристик нефти. Закачка газа более эффективно для слабопроницаемых преимущественно гидрофобных коллекторов по сравнению с закачкой воды, т.к. газ обладает для таких коллекторов лучшей отмывающей способностью. Кроме того, газ намного подвижнее воды, что позволяет ему проникать вглубь пласта, скапливаться в виде газовой шапки (при определенном геологическом строении) и восстанавливать пластовое давление. Из-за частичного растворения газа в нефти, снижается ее вязкость, что положительно сказывается на нефтеотдаче. Однако, закачка газа также имеет и недостатки. Ввиду высокой подвижности газ может достаточно быстро прорваться к забоям добывающих скважин. Поэтому для достижения максимальной эффективности необходимо одновременно закачивать воду. Закачка газа в кровельную часть пласта, воды – в подошвенную, а отбор продукции из средней части пласта, позволяет осуществлять вертикально-латеральное вытеснение нефти. Периодическая инверсия закачки рабочих агентов, т.е. газа – в подошвенную часть пласта, а воды – в кровельную, позволяет повысить как коэффициент охвата, так и коэффициент вытеснения. При перфорации в нагнетательных скважинах более 1/3 части пласта у кровли и/или более 1/3 части пласта у подошвы, повышается вероятность резкого прорыва рабочего агента к добывающей скважине. Аналогичная ситуация происходит при перфорации в добывающей скважине более 1/3 средней по толщине части продуктивного пласта.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.
Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи слабопроницаемой нефтяной залежи.
Примеры конкретного выполнения способа.
Пример 1. Залежь нефти размерами 3000х3000 м, представленную чисто нефтяной зоной со средней проницаемостью коллектора 1 мД, глубиной залегания кровли пласта – 1600 м, вязкостью нефти в пластовых условиях 15 мПа·с, начальным пластовым давлением 16 МПа, давлением насыщения нефти газом – 8 МПа и общей нефтенасыщенной толщиной в купольной части залежи – 50 м, вскрыта одной наклонно-направленной скважиной, находящейся в консервации. Данную скважину расконсервируют.
Предварительно проводят лабораторные исследования по нефтевытеснению и гидродинамическое моделирование залежи. В ходе данных исследований определяют количество нагнетательных скважин, соотношение и тип воды и газа, их объемы с достижением максимальной нефтеотдачи.
На залежи формируют пятиточечный элемент разработки, для чего к существующей скважине дополнительно бурят четыре вертикальные скважины. Пятиточечный элемент создают таким образом, чтобы в центре размещалась нагнетательная скважина, а вокруг – добывающие, причем расстояние между стволами нагнетательной и добывающими скважинами в продуктивной части пласта составляло 1000 м.
Отбирают продукцию пласта всеми пятью скважинами до снижения пластового давления до уровня давления насыщения нефти газом 8 МПа. Затем в нагнетательной скважине перфорируют по толщине 1/3 часть ствола в продуктивном пласте у кровли (16,7 м при счете от кровли пласта) и 1/3 часть – у подошвы (16,7 м при счете от подошвы пласта). Закачку газа ведут в кровельную часть пласта, а воды – в подошвенную с помощью оборудования для одновременно-раздельной закачку воды и газа. В добывающей скважине перфорируют по толщине 1/3 ствола (16,6 м) в средней части пласта. В качестве газа используют попутный нефтяной газ с данной и ближайших окружающих залежей, а в качестве воды – попутно добываемую сточную воду. Общее соотношение закачиваемых воды и газа составляет: 30% - газ и 70% - вода. Таким образом, формируют вертикально-латеральное вытеснение нефти.
В процессе разработки осуществляют мониторинг закачки и отбора посредствам гидродинамического моделирования. Прорыв рабочего агента к добывающим скважинам, а также недопущение снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом контролируют режимами и временем работы всех скважин залежи. Каждые полгода осуществляют смену закачки рабочих агентов – закачку газа ведут в подошвенную часть пласта, а воды – в кровельную часть пласта.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.
Пример 2. Выполняют как пример 1. Коллектор характеризуется иными геолого-физическими характеристиками, размерами, имеется водо-нефтяной контакт (ВНК). Формируют элементы рядной системы заводнения: два ряда по пять добывающих скважин и один ряд из четырех нагнетательных скважин, расположенный между добывающими. Скважины бурят наклонно-направленные. Расстояние между стволами нагнетательных и добывающих скважин в продуктивной части пласта составляет 300 м. Перфорацию ствола в нижней 1/3 части продуктивного пласта в нагнетательной скважине считают от уровня ВНК. В качестве газа используют CO2, а в качестве воды – пресную воду. Закачку рабочих агентов и отбор продукции ведут в циклическом режиме.
В результате разработки, которое ограничили достижением обводненности залежи до 98%, было добыто 846 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,192 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 674 тыс.т нефти, КИН составил 0,153 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу – 0,039 д.ед.
Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения слабопроницаемой нефтяной залежи повысить охват и равномерность выработки запасов за счет организации вертикально-латерального вытеснения нефти, применения одновременно-раздельной закачки воды и газа, а также оптимизации параметров закачки и режимов работы скважин.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи слабопроницаемой нефтяной залежи.
Claims (1)
- Способ разработки слабопроницаемой нефтяной залежи с применением раздельной закачки воды и газа, включающий расконсервацию находящихся в консервации скважин в качестве добывающих и нагнетательных, изоляцию в данных скважинах части продуктивного пласта, закачку в нагнетательные скважины рабочего агента с созданием вертикально-латерального вытеснения, отбор продукции из добывающих скважин, отличающийся тем, что выбирают залежь с общей нефтенасыщенной толщиной пласта не менее 50 м, выделяют как минимум один элемент разработки, представляющий из себя нагнетательную скважину с добывающими вокруг, скважины подбирают таким образом, чтобы расстояние между стволами нагнетательной и добывающими скважинами в продуктивной части пласта составляло 300-1000 м, для этого при необходимости дополнительно бурят вертикальные и/или наклонно-направленные скважины, после первоначального отбора продукции пласта и снижения пластового давления до уровня не ниже давления насыщения нефти газом, в нагнетательные скважины начинают вести одновременно-раздельную закачку воды и газа, перфорируют не более 1/3 части пласта у кровли и не более 1/3 части пласта у подошвы, причем закачку газа ведут в кровельную часть пласта, а воды – в подошвенную часть пласта, отбор продукции из добывающих скважин, а соответственно, и перфорацию осуществляют в средней, не более 1/3 по толщине, части продуктивного пласта, причем количество нагнетательных скважин, соотношение и тип воды и газа определяют по результатам лабораторных исследований по нефтевытеснению и гидродинамического моделирования с объемами воды и газа, доступными для закачки в районе данной залежи и с достижением максимальной нефтеотдачи, в процессе разработки осуществляют мониторинг закачки и отбора посредствам гидродинамического моделирования, прорыв рабочего агента к добывающим скважинам, а также недопущение снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом контролируют режимами и временем работы всех скважин залежи, периодически осуществляют смену закачки рабочих агентов – закачку газа ведут в подошвенную часть пласта, а воды – в кровельную часть пласта.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018118741A RU2731243C2 (ru) | 2018-05-22 | 2018-05-22 | Способ разработки слабопроницаемой нефтяной залежи с применением раздельной закачки воды и газа |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018118741A RU2731243C2 (ru) | 2018-05-22 | 2018-05-22 | Способ разработки слабопроницаемой нефтяной залежи с применением раздельной закачки воды и газа |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2018118741A RU2018118741A (ru) | 2019-11-25 |
| RU2018118741A3 RU2018118741A3 (ru) | 2020-01-14 |
| RU2731243C2 true RU2731243C2 (ru) | 2020-08-31 |
Family
ID=68652441
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018118741A RU2731243C2 (ru) | 2018-05-22 | 2018-05-22 | Способ разработки слабопроницаемой нефтяной залежи с применением раздельной закачки воды и газа |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2731243C2 (ru) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113625359B (zh) * | 2020-05-07 | 2024-04-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种计算致密砂岩岩性圈闭含油气概率的方法及装置 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2326234C1 (ru) * | 2007-07-16 | 2008-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяного месторождения |
| RU2506418C1 (ru) * | 2012-07-27 | 2014-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежей нефти в поздней стадии разработки |
| RU2531074C2 (ru) * | 2012-09-28 | 2014-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта++" | Способ организации вертикально-латерального заводнения |
| US9494025B2 (en) * | 2013-03-01 | 2016-11-15 | Vincent Artus | Control fracturing in unconventional reservoirs |
-
2018
- 2018-05-22 RU RU2018118741A patent/RU2731243C2/ru active IP Right Revival
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2326234C1 (ru) * | 2007-07-16 | 2008-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяного месторождения |
| RU2506418C1 (ru) * | 2012-07-27 | 2014-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежей нефти в поздней стадии разработки |
| RU2531074C2 (ru) * | 2012-09-28 | 2014-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта++" | Способ организации вертикально-латерального заводнения |
| US9494025B2 (en) * | 2013-03-01 | 2016-11-15 | Vincent Artus | Control fracturing in unconventional reservoirs |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2018118741A (ru) | 2019-11-25 |
| RU2018118741A3 (ru) | 2020-01-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2526937C1 (ru) | Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи | |
| RU2578134C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами | |
| RU2463445C2 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа | |
| RU2543009C1 (ru) | Способ разработки газонефтяной залежи | |
| US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
| RU2550642C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами | |
| RU2731243C2 (ru) | Способ разработки слабопроницаемой нефтяной залежи с применением раздельной закачки воды и газа | |
| RU2695906C1 (ru) | Способ разработки слабопроницаемой нефтяной залежи с применением горизонтальных скважин и водогазового воздействия | |
| RU2597305C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах | |
| RU2418943C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2509878C1 (ru) | Способ разработки нефтяной оторочки в сложнопостроенном карбонатном коллекторе | |
| CA2517497C (en) | Well product recovery process | |
| RU2459070C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи на поздней стадии | |
| RU2513962C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2732746C1 (ru) | Способ разработки мощной слабопроницаемой нефтяной залежи с применением закачки воды и газа | |
| RU2732744C1 (ru) | Способ разработки мощной многопластовой слабопроницаемой нефтяной залежи | |
| RU2464414C1 (ru) | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи массивного типа | |
| RU2290498C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти в неоднородном коллекторе малой толщины | |
| RU2519949C1 (ru) | Способ разработки участка нефтяной залежи | |
| RU2242594C1 (ru) | Способ разработки литологически экранированной нефтенасыщенной линзы одной скважиной | |
| RU2616016C9 (ru) | Способ разработки плотных карбонатных коллекторов | |
| RU2651851C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2164590C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2584435C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2812976C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200523 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20220415 |