EA025372B1 - Method of developing oil deposit in fractured carbonate reservoirs - Google Patents
Method of developing oil deposit in fractured carbonate reservoirs Download PDFInfo
- Publication number
- EA025372B1 EA025372B1 EA201300569A EA201300569A EA025372B1 EA 025372 B1 EA025372 B1 EA 025372B1 EA 201300569 A EA201300569 A EA 201300569A EA 201300569 A EA201300569 A EA 201300569A EA 025372 B1 EA025372 B1 EA 025372B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- oil
- reservoir
- wells
- vertical
- determined
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи на завершающей стадии.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of oil deposits at the final stage.
Известен способ разработки нефтяных месторождений на поздней стадии разработки, представленных неоднородными коллекторами [1], согласно которому бурят проектное число нагнетательных и добывающих скважин. Заводняют пласт и извлекают нефть на поверхность с последующим бурением дополнительных скважин, учитывающих объемную неоднородность пласта. Осуществляют доразработку месторождения с одновременным поиском и добычей остаточных запасов путем бурения горизонтальных и боковых стволов из скважин, вышедших в тираж из-за технических и технологических причин. Боковые стволы бурят в направлении той из соседних окружающих скважин, которая имеет также технологические показатели эксплуатации, при которых ее водонефтяной фактор к моменту одинакового обводнения окружающих скважин был бы максимальным.There is a method of developing oil fields at a late stage of development, represented by heterogeneous reservoirs [1], according to which the design number of injection and production wells is drilled. Waterflood and extract oil to the surface, followed by drilling additional wells, taking into account volumetric heterogeneity of the reservoir. Additional development of the field is carried out with the simultaneous search and extraction of residual reserves by drilling horizontal and sidetracks from wells that have become available due to technical and technological reasons. Sidetracks are drilled in the direction of that of the neighboring surrounding wells, which also has technological performance indicators, in which its oil-water factor at the time of equal flooding of the surrounding wells would be maximum.
Недостатком данного технического решения является то, что способ не позволяет при бурении боковых и горизонтальных стволов точно определить в трехмерном пространстве направление их проводки, длины ствола, а также его траектории, а также не применим для доразработки слоистых залежей.The disadvantage of this technical solution is that the method does not allow when drilling side and horizontal shafts to accurately determine in three-dimensional space the direction of their wiring, the length of the trunk, as well as its trajectory, and is also not applicable for further development of layered deposits.
Известен также способ разработки нефтяной залежи [2], представленной карбонатными трещиноватыми коллекторами, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины, проведение исследований по определению преобладающего направления трещиноватости залежи, зон с минимальной и средней плотностью трещиноватости.There is also a method of developing an oil reservoir [2] represented by carbonate fractured reservoirs, including drilling production and injection wells, pumping a working agent through injection wells and selecting products through production wells, conducting studies to determine the prevailing direction of fracture of the reservoir, zones with minimal and average fracture density .
Известный способ позволяет размещать добывающие и нагнетательные скважины с учетом зон плотности трещиноватости для увеличения эффективности разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах, однако способ не предусматривает возможности учета наличия множества продуктивных пластов в разрезе залежи с разными фильтрационно-емкостными свойствами, что может привести к преждевременному прорыву рабочего агента по высокопроницаемым пластам от нагнетательных скважин к добывающим и, как следствие, к уменьшению нефтеотдачи залежи.The known method allows you to place production and injection wells, taking into account the zones of density of fracturing to increase the efficiency of development of oil deposits in carbonate reservoirs, however, the method does not provide for the possibility of taking into account the presence of many productive formations in the context of the reservoir with different filtration-capacitive properties, which can lead to premature breakthrough of the worker agent for highly permeable formations from injection wells to production wells and, as a result, to a decrease in oil recovery.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи в слоистых карбонатных коллекторах [3], включающий размещение, бурение вертикальных нагнетательных и разветвленной горизонтальной добывающей скважины с горизонтальными стволами, закачку вытесняющей жидкости через вертикальные нагнетательные скважины и отбор продукции через разветвленную горизонтальную добывающую скважину. При этом выделяют не менее двух тонких карбонатных пластов-коллекторов, совпадающих в плане, расположенных в непосредственной близости друг от друга, разделенных глинистыми прослоями-перемычками. Уточняют распространение нефтенасыщенных толщин пластов-коллекторов по площади залежи, выбирают участки с предельно допустимыми эффективными нефтенасыщенными толщинами пластов-коллекторов не менее двух метров каждый. Затем бурят разветвленную горизонтальную скважину для одновременной разработки двух и более пластов-коллекторов, размещают горизонтальные стволы в самых проницаемых интервалах пластов.Closest to the invention, the technical essence is a method of developing an oil reservoir in layered carbonate reservoirs [3], including the placement, drilling of vertical injection and branched horizontal production wells with horizontal shafts, injection of displacing fluid through vertical injection wells and selection of products through a branched horizontal production well . At the same time, at least two thin carbonate reservoirs are identified that are identical in plan, located in close proximity to each other, separated by clay interlayers. Clarify the distribution of oil-saturated thickness of reservoir layers over the area of the reservoir, select areas with maximum permissible effective oil-saturated thickness of reservoirs of at least two meters each. Then a branched horizontal well is drilled for the simultaneous development of two or more reservoir layers, horizontal trunks are placed in the most permeable intervals of the reservoirs.
Известный способ позволяет быстрее окупить затраты на освоение залежи, однако нефтеотдача залежи может остаться на невысоком уровне, поскольку одновременная эксплуатация нескольких пластов при наличии закачки может привести к преждевременному прорыву рабочего агента по одному из пластов.The known method allows you to quickly recoup the cost of developing the reservoir, however, the oil recovery of the reservoir may remain at a low level, since the simultaneous operation of several layers in the presence of injection can lead to premature breakthrough of the working agent in one of the layers.
Задачей изобретения является увеличение нефтеотдачи залежи на завершающей стадии разработки за счет снижения обводненности продукции скважин, увеличения коэффициента охвата выработкой запасов нефти, увеличения дебитов скважин, уменьшение себестоимости добываемой нефти.The objective of the invention is to increase the recovery of oil at the final stage of development by reducing the water cut of the production of wells, increasing the coefficient of coverage by production of oil reserves, increasing production rates of wells, reducing the cost of produced oil.
Поставленная задача решается за счет того, что согласно способу разработки залежи нефти в трещиноватых слоистых карбонатных коллекторах бурят вертикальные нагнетательные и добывающие скважины, закачивают воду через вертикальные нагнетательные скважины и отбирают продукцию через вертикальные добывающие скважины, определяют структурно-тектоническую схему залежи и распространения продуктивных пластов и гидродинамически изолирующих перемычек между ними по площади и разрезу залежи, строят детальную постоянно действующую геолого-технологическую модель (ПДГТМ), определяют зоны локализации максимума потенциала интенсивности фильтрации, определяют эффективные объемы закачки воды и проводимость основных тектонических нарушений на этапе адаптации ПДГТМ с использованием результатов трассирования фильтрационных потоков, определяют зоны локализации максимума потенциала интенсивности фильтрации при наличии зоны распространения гидродинамически изолирующей перемычки между обводненными и нефтенасыщенными пластами, которая равна или больше зоны дренирования вертикальной скважины, в зонах локализации максимума потенциала интенсивности фильтрации определяют местоположения вертикальных скважин из малодебитного или ликвидированного фонда скважин, и из них осуществляют бурение боковых горизонтальных стволов (БГС) и/или горизонтальных скважин (ГС).The problem is solved due to the fact that according to the method of developing oil deposits in fractured layered carbonate reservoirs, vertical injection and production wells are drilled, water is pumped through vertical injection wells and products are taken through vertical production wells, the structural and tectonic pattern of the reservoir and distribution of productive formations is determined and hydrodynamically isolating jumpers between them over the area and section of the reservoir, build a detailed permanent geological and technical the biological model (PDHTM), determine the zones of localization of the maximum of the filtering intensity potential, determine the effective volumes of water injection and the conductivity of the main tectonic disturbances at the stage of adaptation of the PDHTM using the results of tracing filtering flows, determine the zones of localization of the maximum of the filtering intensity potential in the presence of the propagation zone of the hydrodynamically isolating jumper between flooded and oil-saturated strata, which is equal to or greater than the drainage zone vertically wells, in the areas of localization of the maximum potential for the intensity of the filtration, the locations of vertical wells are determined from the low-yield or liquidated well stock, and lateral horizontal shafts (BHW) and / or horizontal boreholes (GS) are drilled from them.
При этом зону дренирования определяют по формулеIn this case, the drainage zone is determined by the formula
- 1 025372 где δ; - площадь зоны дренирования вертикальной скважины для бурения БГС или ГС, м2;- 1 025372 where δ; - the area of the drainage zone of a vertical well for drilling BGS or GS, m 2 ;
Ιίί - расстояние между вертикальной скважиной для бурения БГС или ГС и окружающими добывающими скважинами, м;Ιίί - the distance between the vertical well for drilling BGS or GS and the surrounding producing wells, m;
η - количество скважин, окружающих вертикальную скважину для бурения БГС или ГС.η - the number of wells surrounding a vertical well for drilling BGS or GS.
Помимо этого, проводку бокового горизонтального ствола и/или горизонтальной скважины могут ориентировать параллельно фронту нагнетания воды и перпендикулярно направлению трещинообразования коллектора.In addition, the lateral horizontal wellbore and / or horizontal wellbore wiring can be oriented parallel to the water injection front and perpendicular to the direction of fracture formation of the reservoir.
Кроме этого, после отбора основного объема остаточных запасов и истощения пластовой энергии могут осуществлять переход работы залежи на режим растворенного газа.In addition, after the selection of the main volume of residual reserves and depletion of reservoir energy, the reservoir can switch over to the dissolved gas mode.
В предложенном способе обосновано применение комплексной технологии разработки нефтяных залежей в слоистых карбонатных коллекторах на завершающей стадии разработки. Проведение и анализ результатов комплекса геологических, сейсмических, геофизических, гидродинамических исследований залежи нефти, определение структурно-тектонической схемы залежи и детальной корреляции распространения продуктивных пластов и гидродинамически изолирующих перемычек между ними по площади и разрезу залежи является основой для построения детальной постоянно действующей геологотехнологической модели (ПДГТМ).The proposed method substantiates the use of integrated technology for the development of oil deposits in layered carbonate reservoirs at the final stage of development. Conducting and analyzing the results of a complex of geological, seismic, geophysical, hydrodynamic studies of an oil deposit, determining the structural-tectonic pattern of the reservoir and a detailed correlation of the distribution of productive strata and hydrodynamically isolating bridges between them by area and section of the reservoir is the basis for constructing a detailed permanent geological technology model (PDGTM )
В процессе разработки залежи нефти в трещиноватых слоистых карбонатных коллекторах с поддержанием пластового давления путем закачки воды происходит неравномерное продвижение фронта вытеснения по пластам с разными фильтрационно-емкостными характеристиками, что приводит к образованию зон с остаточными запасами и преждевременному обводнению добывающих скважин. В результате чего на завершающей стадии разработки необходимо осуществлять оптимизацию объемов закачки воды за счет предотвращения потерь рабочего агента в законтурную водоносную область и заколонных перетоков, а также применение потокоотклоняющих технологий для выравнивая фронта вытеснения, который определяется по результатам трассирования фильтрационных потоков и увязки их с результатами адаптации ПДГТМ.During the development of oil deposits in fractured layered carbonate reservoirs with the maintenance of reservoir pressure by pumping water, the displacement front unevenly moves through reservoirs with different filtration-capacitive characteristics, which leads to the formation of zones with residual reserves and premature flooding of production wells. As a result, at the final stage of development, it is necessary to optimize the volume of water injection by preventing the loss of the working agent in the aquifer and circulating overflows, as well as the use of flow diverting technologies to level the displacement front, which is determined by the results of filtering flow tracing and matching them with the adaptation results PDGTM.
Выявление обводненных интервалов и зон локализации максимума потенциала интенсивности фильтрации позволяет определять невыработанные участки нефтяной залежи и ячейки ПДГТМ, которые характеризуются оптимальным сочетанием значений основных геолого-физических параметров пласта. Карты распределение потенциала интенсивности фильтрации строятся на основе адаптированной ПДГТМ и позволяют локализовать зоны пласта (модели) с максимальными (эффективными) значениями параметров пласта, влияющих на интенсивность фильтрации флюидов и, соответственно, на дебиты скважин, размещенных в этих зонах. Каждая ячейка трехмерной модели залежи характеризуется соответствующими значениями геолого-физических показателей (проницаемость, нефтенасыщенность, водонасыщенность, пластовое давление и т.д.), то есть каждая ячейка представляет собой точку в η-мерном пространстве, где η - количество геолого-физических показателей. Если все координаты (значения геолого-физических показателей) нормировать к интервалу от 0 до 1, что соответствует распределению показателей от худшего значения к лучшему, то точка с координатами [1,1,1, ..., 1] всегда будет отвечать гипотетической ячейке, которая имеет наилучшую из возможных комбинаций значений по всем параметрам. Расстояние 6^ от этой точки до других точек, характеризующих положение ячеек трехмерной модели залежи, соответствует удалению ячеек от наилучшего значения. Построение трехмерной карты распределения значений 6,, позволяет получить локализацию оптимальных зон залежи среди ячеек модели, которые характеризуются наименьшими значениями расстояния 6^ и удалением от интервала максимального притока в действующих скважинах, текущих положений водонефтяного контакта (ВНК), газоводяного контакта (ГВК), газонефтяного контакта (ГНК), подошвы и кровли залежи, тектонических разломов, непроницаемых пластов - полученные значения соответствуют потенциалу интенсивности фильтрации в пласте каждой ячейки модели - [4].The identification of waterlogged intervals and zones of localization of the maximum potential of the filtration intensity makes it possible to determine the undeveloped sections of the oil reservoir and PDGTM cells, which are characterized by the optimal combination of the values of the main geological and physical parameters of the reservoir. Maps of the distribution of the potential of the filtration intensity are built on the basis of adapted PDGTM and allow localizing reservoir zones (models) with maximum (effective) values of reservoir parameters that affect the intensity of fluid filtration and, accordingly, the flow rates of wells located in these zones. Each cell of the three-dimensional reservoir model is characterized by the corresponding values of geological and physical indicators (permeability, oil saturation, water saturation, reservoir pressure, etc.), i.e. each cell represents a point in η-dimensional space, where η is the number of geological and physical indicators. If all coordinates (values of geological and physical indicators) are normalized to an interval from 0 to 1, which corresponds to a distribution of indicators from the worst value to the best, then the point with coordinates [1,1,1, ..., 1] will always correspond to a hypothetical cell , which has the best possible combination of values for all parameters. The distance 6 ^ from this point to other points characterizing the position of the cells of the three-dimensional reservoir model corresponds to the distance of the cells from the best value. The construction of a three-dimensional map of the distribution of values of 6 ,, allows you to localize the optimal zones of the reservoir among the model cells, which are characterized by the smallest values of the distance 6 ^ and the distance from the interval of maximum inflow in existing wells, the current positions of the oil-water contact (WOC), gas-water contact (GWC), gas-oil contact (GNA), the sole and the roof of the reservoir, tectonic faults, impermeable layers - the obtained values correspond to the potential of the filtration intensity in the formation of each cell mode and - [4].
Эффективным способ доразработки нефтяных залежей является уплотняющее бурение боковых горизонтальных стволов из малодебитных или ликвидированных вертикальных скважин, а также горизонтальных скважин. Для предотвращения преждевременного прорыва рабочего агента по высокопроницаемым пластам от нагнетательных скважин к БГС и/или ГС в качестве объектов для уплотняющего бурения выбирают вертикальные скважины в зонах локализации максимума потенциала интенсивности фильтрации при наличии зоны распространения гидродинамически изолирующей перемычки между обводненными и нефтенасыщеными пластами, которая равна или больше чем зона дренирования вертикальной скважины, которая определяется по формуле (1). Проводку ствола БГС и/или ГС необходимо ориентировать параллельно фронту нагнетания воды и перпендикулярно направлению трещинообразования коллектора, что обеспечит равномерность фронта вытеснения и увеличения коэффициента охвата. После отбора основного объема остаточных запасов и истощения пластовой энергии осуществляют переход работы залежи на режим растворенного газа для доизвлечения остаточной нефти. При падении пластового давления ниже давления насыщения из нефти выделяются пузырьки газа, которые, расширяясь, вытесняют остаточную нефть из породы матрицы к добывающим скважинам и таким образом способствуют увеличению подвижности нефти и повышению конечного коэффициента нефтеизвлечения.An effective way to further develop oil deposits is to seal the drilling of horizontal lateral shafts from marginal or liquidated vertical wells, as well as horizontal wells. In order to prevent premature breakthrough of the working agent in highly permeable formations from injection wells to oil and gas wells and / or hydraulic wells, vertical wells are selected as objects for sealing drilling in zones of localization of the maximum potential for filtering intensity in the presence of a zone of propagation of a hydrodynamically isolating bridge between watered and oil-saturated formations, which is equal to or more than the drainage area of a vertical well, which is determined by the formula (1). The wiring of the BGS and / or GS trunk must be oriented parallel to the front of the water injection and perpendicular to the direction of fracture formation of the collector, which will ensure uniformity of the front of displacement and increase the coefficient of coverage. After the selection of the main volume of residual reserves and depletion of reservoir energy, the work of the reservoir is switched over to the dissolved gas mode to recover the residual oil. When the reservoir pressure drops below the saturation pressure, gas bubbles are released from the oil, which, expanding, displace the residual oil from the matrix rock to the producing wells and thus contribute to an increase in the mobility of the oil and an increase in the final oil recovery coefficient.
Способ разработки залежи нефти в слоистом коллекторе поясняется чертежом, на котором в планеThe method of developing an oil deposit in a layered reservoir is illustrated by the drawing, in which in plan
- 2 025372 изображен участок разработки залежи нефти.- 2 025372 depicts the area of development of oil deposits.
Способ осуществляют в следующей последовательности.The method is carried out in the following sequence.
Пластовую залежь в слоистых карбонатных коллекторах разбуривают вертикальными добывающими 1 и нагнетательными 2 скважинами. Закачивают воду через вертикальные нагнетательные скважины 2 и отбирают продукцию через вертикальные добывающие скважины 1. Определяют структурнотектоническую схему залежи и распространение продуктивных пластов и зоны 3 распространения гидродинамически изолирующих перемычек между ними по площади и разрезу залежи. Строят детальную постоянно действующую геолого-технологическую модель (ПДГТМ). Затем по результатам адаптации ПДГТМ определяют зоны 4 локализации максимума потенциала интенсивности фильтрации. Определяют эффективные объемы закачки вытесняющей жидкости и проводимости основных тектонических нарушений на этапе адаптации ПДГТМ с использованием результатов трассирования фильтрационных потоков. Определяют зоны 4 локализации максимума потенциала интенсивности фильтрации при наличии зоны 3 распространения гидродинамически изолирующей перемычки между обводненными и нефтенасыщеными пластами, которая равна или больше зоны дренирования 5 вертикальной скважины. Определение зон 4 локализации максимума потенциала интенсивности фильтрации позволяет определять невыработанные участки нефтяной залежи и соответствующие ячейки ПДГТМ, которые характеризуются оптимальным сочетанием значений основных геолого-физических параметров пласта. В зонах 4 локализации максимума потенциала интенсивности фильтрации при наличии зоны 3 распространения гидродинамически изолирующей перемычки между обводненными и нефтенасыщеными пластами определяют местоположения скважин из малодебитного или ликвидированного фонда скважин, и из них бурят БГС и/или ГС 6. Зона дренирования определяется по формуле (1). Кроме этого, проводку ствола БГС и/или ГС 6 ориентируют параллельно фронту 7 нагнетания воды и перпендикулярно направлению трещинообразования 8 коллектора. После отбора основного объема остаточных запасов и истощения пластовой энергии могут осуществлять переход работы залежи на режим растворенного газа.The reservoir in layered carbonate reservoirs is drilled with vertical producing 1 and injection 2 wells. Water is pumped through vertical injection wells 2 and products are taken through vertical production wells 1. The structural tectonic pattern of the reservoir and the distribution of productive formations and zone 3 of the distribution of hydrodynamically isolating bridges between them over the area and section of the reservoir are determined. Build a detailed permanent geological and technological model (PDGTM). Then, according to the results of the adaptation of PDHTM, zones 4 of localization of the maximum potential of the filtration intensity are determined. The effective volumes of injection of the displacing fluid and the conductivity of the main tectonic disturbances are determined at the stage of adaptation of the PDHTM using the results of tracing filtration flows. Zones 4 of localization of the maximum potential of the filtration intensity are determined in the presence of zone 3 of the distribution of the hydrodynamically isolating bridge between the watered and oil-saturated layers, which is equal to or greater than the drainage zone 5 of the vertical well. The determination of zones 4 of localization of the maximum potential of the filtration intensity allows us to determine the undeveloped sections of the oil reservoir and the corresponding PDGTM cells, which are characterized by the optimal combination of the values of the main geological and physical parameters of the reservoir. In zones 4 of localization of the maximum potential of the filtration intensity in the presence of zone 3 of the distribution of the hydrodynamically isolating bridge between the watered and oil-saturated formations, the locations of the wells are determined from the low-production or liquidated well stock, and of these wells are drilled with BGS and / or GS 6. The drainage zone is determined by the formula (1) . In addition, the wiring of the trunk BGS and / or HS 6 is oriented parallel to the front 7 of the water injection and perpendicular to the direction of crack formation 8 of the reservoir. After the selection of the main volume of residual reserves and depletion of reservoir energy, the reservoir can switch over to the dissolved gas mode.
Пример конкретного применения.An example of a specific application.
Межсолевая залежь Южно-Осташковичского нефтяного месторождения разрабатывают со следующими характеристиками: площадь 5337 тыс. км2, средняя эффективная толщина 83 м, начальное пластовое давление 54,7 МПа, проницаемость 55 мД, пористость 7,5%, вязкость нефти 1,36 мПа-с, плотность нефти 0,845 г/см3, газовый фактор 150 м3/т, давление насыщения 12,7 МПа. Применение способа на завершающей стадии разработки после достижения коэффициента извлечения нефти в 44% позволяет за счет бурения трех БГС в зонах локализации максимума потенциала интенсивности фильтрации и ограничения объемов закачки на уровне 160 тыс. м3 (уменьшение на 45%) достичь увеличения нефтеизвлечения на 380 тыс. т (увеличение на 3%) по сравнению с базовым вариантом разработки залежи. Ограничение объемов закачки воды принесет экономический эффект, эквивалентный добыче около 900 т нефти или приросту годовой добычи в 2% при отсутствии капитальных вложений и уменьшение эксплуатационных затрат.The inter-salt deposit of the Yuzhno-Ostashkovichsky oil field is developed with the following characteristics: area 5337 thousand km 2 , average effective thickness 83 m, initial reservoir pressure 54.7 MPa, permeability 55 mD, porosity 7.5%, oil viscosity 1.36 mPa s, oil density 0.845 g / cm 3 , gas factor 150 m 3 / t, saturation pressure 12.7 MPa. The application of the method at the final stage of development after reaching an oil recovery factor of 44% allows drilling to increase oil recovery by 380 thousand due to the drilling of three GHS in the localization zones of the maximum potential for filtration intensity and limiting injection volumes at the level of 160 thousand m 3 (decrease by 45%) t (increase by 3%) compared with the basic version of the development of deposits. Limiting the volume of water injected will bring an economic effect equivalent to the production of about 900 tons of oil or an increase in annual production of 2% in the absence of capital investments and a decrease in operating costs.
Применение заявляемого способа позволяет увеличить нефтеотдачу и снизить себестоимость добываемой нефти.The application of the proposed method allows to increase oil recovery and reduce the cost of produced oil.
Источники информацииInformation sources
1. КИ 2172395, МПК Е21В 43/20, 2001.08.20.1. KI 2172395, IPC Е21В 43/20, 2001.08.20.
2. КИ 2424425, МПК Е21В 43/20, 2011.07.20.2. KI 2424425, IPC Е21В 43/20, 2011.07.20.
3. КИ 2387815, МПК Е21В 43/20, 2010.04.27, прототип.3. KI 2387815, IPC Е21В 43/20, 2010.04.27, prototype.
4. Гришаненко В.П., Гунда М.В., Смих П.М. Совершенствование систем разработки месторождений нефти и газа за счет оптимизации размещения эксплуатационных скважин/№шка. 1ес1иика ί 1сс1то1оща \у го/\уоц1 ро5/икцуап ί уубоЪуша \усд1о\уобого\у ν уатиикасй 1або\\усН ί шогекюй - Кгако\у. Ргасе пг.150 1и51у1н1 Ыайу I Саги. 2008, 8. 779-782.4. Grishanenko V.P., Gunda M.V., Smikh P.M. Improving oil and gas field development systems by optimizing the location of production wells / No. 1essica ί 1cc1to1aaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaa. Rgase pg. 150 1i51u1n1 Yayu I Sagas. 2008, 8.779-782.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA201300569A EA025372B1 (en) | 2013-04-09 | 2013-04-09 | Method of developing oil deposit in fractured carbonate reservoirs |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA201300569A EA025372B1 (en) | 2013-04-09 | 2013-04-09 | Method of developing oil deposit in fractured carbonate reservoirs |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201300569A1 EA201300569A1 (en) | 2014-10-30 |
| EA025372B1 true EA025372B1 (en) | 2016-12-30 |
Family
ID=51794644
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201300569A EA025372B1 (en) | 2013-04-09 | 2013-04-09 | Method of developing oil deposit in fractured carbonate reservoirs |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| EA (1) | EA025372B1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN108387444A (en) * | 2018-04-02 | 2018-08-10 | 东方华隆（北京）石油技术有限公司 | A kind of continuous monitoring and control method of cased well pressure break based on well-in-situ potential imaging |
| RU2766482C1 (en) * | 2021-05-31 | 2022-03-15 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of oil deposit with inter-formation cross-flows |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111852453B (en) * | 2019-04-12 | 2023-04-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | Early warning method and device for seepage channel and storage medium |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20030106686A1 (en) * | 2001-12-06 | 2003-06-12 | Eog Resources Inc. | Method of recovery of hydrocarbons from low pressure formations |
| RU2264533C2 (en) * | 2004-01-13 | 2005-11-20 | Закиров Сумбат Набиевич | Method for oil reservoir development in carbonate or terrigenous formation with developed macrocracks |
| RU2387815C1 (en) * | 2009-04-21 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop oil accumulation in laminar carbonate reservoirs |
| RU2424425C1 (en) * | 2010-02-08 | 2011-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of deposit of oil in carbonate collectors |
-
2013
- 2013-04-09 EA EA201300569A patent/EA025372B1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20030106686A1 (en) * | 2001-12-06 | 2003-06-12 | Eog Resources Inc. | Method of recovery of hydrocarbons from low pressure formations |
| RU2264533C2 (en) * | 2004-01-13 | 2005-11-20 | Закиров Сумбат Набиевич | Method for oil reservoir development in carbonate or terrigenous formation with developed macrocracks |
| RU2387815C1 (en) * | 2009-04-21 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop oil accumulation in laminar carbonate reservoirs |
| RU2424425C1 (en) * | 2010-02-08 | 2011-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of deposit of oil in carbonate collectors |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN108387444A (en) * | 2018-04-02 | 2018-08-10 | 东方华隆（北京）石油技术有限公司 | A kind of continuous monitoring and control method of cased well pressure break based on well-in-situ potential imaging |
| RU2766482C1 (en) * | 2021-05-31 | 2022-03-15 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of oil deposit with inter-formation cross-flows |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA201300569A1 (en) | 2014-10-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN105952427B (en) | A kind of prediction of low-permeability oil deposit water filling induced fractures and evaluation method | |
| RU2439299C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| RU2382183C1 (en) | Multi zone oil reservoir at late stage with unstable cover formation and non-homogeneous collector development method | |
| RU2463445C2 (en) | Method of developing oil pool in fractured-porous carbonate basins | |
| RU2485291C1 (en) | Development method of productive formation with low-permeability section | |
| RU2683453C1 (en) | Method of improving the efficiency of developing low-permeable oil collectors | |
| EA025372B1 (en) | Method of developing oil deposit in fractured carbonate reservoirs | |
| RU2434124C1 (en) | Procedure for development of oil deposit in carbonate collectors complicated with erosion cut | |
| RU2459938C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2493362C1 (en) | Method of oil filed development | |
| RU2584190C1 (en) | Method of development of multilayer oil deposits | |
| RU2580562C1 (en) | Method of developing oil deposits | |
| RU2578090C1 (en) | Method of developing oil deposits | |
| RU2517674C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil deposit | |
| RU2546704C1 (en) | Less explored oil deposit development method | |
| RU2526037C1 (en) | Development of fractured reservoirs | |
| RU2513962C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2600255C1 (en) | Method of further development of oil deposit | |
| RU2595112C1 (en) | Method for development of oil deposit at late stage of development | |
| RU2290498C1 (en) | Method for extracting oil deposit in heterogeneous collector of low thickness | |
| RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
| RU2290501C1 (en) | Method for extracting an oil pool | |
| RU2526082C1 (en) | Processing of fractured reservoir | |
| RU2464414C1 (en) | Method of developing multi-bed massive oil deposit | |
| RU2441145C1 (en) | Method of developing oil deposit with several oil accumulations located one above another |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ KG TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): BY KZ RU |