NO180652B - Fremgangsmåte og brönn-borearrangement for simulering av produksjon i et hydrokarbonfelt - Google Patents
Fremgangsmåte og brönn-borearrangement for simulering av produksjon i et hydrokarbonfelt Download PDFInfo
- Publication number
- NO180652B NO180652B NO895305A NO895305A NO180652B NO 180652 B NO180652 B NO 180652B NO 895305 A NO895305 A NO 895305A NO 895305 A NO895305 A NO 895305A NO 180652 B NO180652 B NO 180652B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- wells
- reservoir
- drainage
- production
- injection
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims description 28
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims description 11
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims description 11
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 11
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims description 7
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 21
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 21
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 18
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 13
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 3
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 claims description 2
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 claims 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 6
- 238000013461 design Methods 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000001311 chemical methods and process Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 238000012790 confirmation Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 230000000135 prohibitive effect Effects 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
-
- 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
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- 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
- E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells
- E21B43/305—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells comprising at least one inclined or horizontal well
-
- 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
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
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)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte for simulering av produksjon under anvendelse av en pilottest på et hydrokarbonfelt i et reservoar, samt et brønn-borearrangement som anvendes for utførelse av en slik fremgangsmåte.
Produksjon av hydrokarboner som befinner seg i et reservoar fra et felt, innebærer kolossale investeringer, både på grunn av størrelsen av det utstyr som må brukes, og på grunn av kvaliteten av det arbeid som er nødvendig for å igangsette denne produksjon. Så snart det geologiske og geofysiske lete-program er avsluttet, blir det på stedet utført prøvebrønner eller -borehull som kan inneholde hydrokarboner som gjør det mulig å bestemme beskaffenheten av den gjennomborete bergart, samt kvaliteten av hydrokarbonene i reservoaret. Etter prøve-boringen kan man finne ut hvorvidt reservoaret i det hele tatt inneholder olje, men selv da må det utføres en analyse for å se hvorvidt det feltet som er funnet er kommersielt utvinn-bart. Det er nødvendig å bore bekreftelses-borehull for å begrense størrelsen av feltet og vurdere volumet av petroleum i reservoar-bergarten.
Metoder basert på assistert utvinning kan så benyttes.
Et fluid injiseres i reservoaret gjennom en injeksjonsbrønn for å flytte oljen til produksjonsbrønnene der de utstrømmende fluider heves til overflaten. Det injiserte fluid kan være vanndamp, gass, kjemikalier, eller hvilket som helst annet fluid.
For på stedet å kunne evaluere effektiviteten ved en gitt assistert utvinningsprosess med sikte på å forbedre produksjonen av hydrokarbonene i reservoaret, blir det utført pilottester som går ut på en simulering, i liten målestokk, av produksjon fra feltet ved bruk av flere brønner. Brønnene bores nær hverandre (sammenlignet med de avstander som benyttes ved vir-kelig produksjon). Etter at pilottesten er utført, vil dens effektivitet og vellykkethet avhenge av dens fortolkning med sikte på å utvide den assisterte utvinningsprosess til hele hydrokarbonreservoaret.
Pilottester blir for tiden utført ved bruk av vertikale brønnsystemer hvorav de vanligste er systemer 4, 5 eller 7 brønner (fire-, fem- eller syv-punktsmønster). Noen av disse vertikale brønner brukes som injeksjonsbrønner og andre som produksj onsbrønner.
Ved riktig valg av injeksjonsbrønner i mønsteret av bore-te brønner, kan det være mulig å avgrense omkretsen til den sone hvorfra den produserte olje kommer og således evaluere effektiviteten av den assisterte utvinningsprosess som anvendes, ved å sammenligne produksjonen med den olje som opprinne-lig befinner seg i den aktuelle utvinningssone.
Bruken av vertikale brønner for å avgrense pilottest-sonen krever imidlertid en betydelig høyere injeksjons-volum-strøm enn den oppnådde produksjons-volumstrøm, slik at mer fluid blir injisert enn hva som produseres.
En annen ulempe ved vertikale brønner, som ofte virker ødeleggende på tolkningen av pilottesten etter at den er blitt utført, er at de vertikale brønner bare strekker seg gjennom en liten reservoardybde, slik at de målinger og prøver som innsamles fra brønnene bare gir et delvis bilde - ved bare noen få punkter i reservoaret.
Endelig er det så at når assistert utvinning utføres ved kjemiske prosesser, vil den høye volumstrøm medføre prohibi-tive kostnader, særlig dersom reservoarene er tynne og temmelig dype.
Foreliggende oppfinnelse tar således sikte på å overvinne ovennevnte ulemper ved de kjente pilottestsystemer ved å injisere fluid ved lavere volumstrømmer, for derved i betydelig grad å nedskjære kostnadene ved iverksetting.
Dette formål oppnås ved en fremgangsmåte og et brønnbore-arrangement som angitt i de etterfølgende patentkrav.
Oppfinnelsens kjerne er således den idé å anvende for-delene ved horisontale brønner, dvs. brønner som har et innledende, praktisk talt vertikalt parti som begynner ved overflaten, fulgt av et buet parti og et parti bestående av i det vesentlige horisontale dreneringsbrønner som strekker seg inn i reservoaret. Arrangementet av dreneringsbrønnene i reservoaret er slik at de danner en polygonal form som da nøyaktig avgrenser testeområdet hvorfra oljen skal utvinnes. Ettersom visse dreneringsbrønner anvendes for injeksjon og andre for produksjon, er summen av injeksjonsdreneringsbrønnenes volum-strømmer omtrent lik summen av produksjonsdreneringsbrønnenes volumstrømmer.
Riktignok er det fra US 4 700 779, US 4 385 662, og særlig US 4 598 770, i og for seg kjent produksjonsopplegg med horisontale brønner, men ikke i forbindelse med en simule-ringsprosess slik som ifølge foreliggende oppfinnelse.
En spesiell utføringsform av oppfinnelsen skal nå beskri-ves nærmere,, for klargjøring av de vesentlige trekk og fordeler, idet det imidlertid skal forstås at denne utføringsform er valgt som et eksempel og er ikke begrensende. Dets beskri-velse er anskueliggjort ved de medfølgende tegninger hvor: Figur 1 viser brønn-arrangementet med horisontale drener-
ingsbrønner i et felt, Figur 2 viser den første utføringsform av en pilottest i
et snittplan gjennom resevoaret,
Figur 3 viser en andre utføringsform av en pilottest. Figur 1 viser et brønnborearrangement for en pilottest med tre brønner 3, 4, 5 hvis innledende partier 3a, 4a, 5a, regnet fra overflaten, er praktisk talt vertikale og forlenget ved dreneringsbrønner 3b, 4b, 5b som strekker seg stort sett horisontalt'inn i reservoaret. I denne utføringsform avgrenser dreneringsbrønnene 3b, 5b omkretsen til et rektangel, idet dreneringsbrønn 4b er parallell med og ligger mellom drene-ringsbrønnene 3b, 5b. Disse tre horisontale dreneringsbrønner er åpne i en lengde X i reservoaret, tilnærmet med en horison-tal innbyrdes avstand Y. Tykkelsen av reservoaret er H. Arrangementet tilfredsstiller de følgende betingelser:
Y a 5H og X a 4Y.
Den midtre dreneringsbrønn 4b settes i produksjon med en volumstrøm q. De ytre dreneringsbrønner 3b, 5b som avgrenser rektangelets omkrets blir samtidig bragt til å injisere, hver med en volumstrøm på q/2, slik at volumstrømmene til den injiserte og produserte væske, betraktet under betingelsene ved feltet, er like.
Dette system er vist i figur 2, hvor nedadrettete piler over dreneringsbrønnen 3b, 5b representerer injeksjon og en oppadrettet pil for dreneringsbrønnen 4b representerer produksjon, gjør det mulig å utføre effektive pilottester for såkalt "vanninjeksjon-" og "kjemikalie-" hydrokarbon-utvinningspro-sesser.
En slik utforming innebærer uvurderlige fordeler i forhold til de arrangementer som benytter vertikale brønner, særlig ved at oljen som produseres ved brønnen P kommer fra en bedre beliggende sone beliggende mellom de to dreneringsbrøn-ner 3b, 5b.
Fordelen med horisontale brønner istedenfor vertikale brønner er også at større lengder av reservoaret gjennomløpes, og forbedret karakterisering av reservoaret blir mulig ut fra målingene og prøvene som innsamles fra brønnen, hovedsakelig i lagenes plan som fortrinnsvis er planet til fluidstrømmen. Ettersom reservoaret er bedre kjent kan fortolkningen av tes-ten bli mer nøyaktig.
Et slikt arrangement innebærer følgelig lavere kostnader, særlig for tynne og temmelig dype reservoarer, delvis på grunn av det mindre antall brønner, og delvis på grunn av de mindre mengder fluid som injiseres når kjemiske prosesser anvendes.
Denne type utforming gjelder særlig tynne sandsten-hydro-karbonreservoarer (mindre enn 10 m) som ikke har kontinuerlig ugjennomtrengelig, innskutt lag mellom brønnene og med en liten eller ingen innledende trykkgradient.
Foreliggende oppfinnelse gjelder også en utforming vist i figur 3. Den har tre parallelle horisontale dreneringsbrønner 6b, 7b, 8b anordnet som i den foregående utføringsform og med de samme betingelser som bestemmer avstandene og lengdene. Arrangementet er motsatt. Den midtre dreneringsbrønn 4b er beregnet for injeksjon og omkretsdreneringsbrønnene 6b og 8b for produksjon. Injeksjon skjer således med volumstrøm q i den midt-re dreneringsbrønn 7b. I det tilfelle hvor det er viskøs olje, men intet bevegelig vann i reservoaret før pilottesten, og lav mobilitet (mindre enn 1 m D/cP), kan det utfø-res en varmeinjeksjon i en slik utforming ved å produsere i høyden brønnene 6b, 8b, men uten å overskride volumstrømmen q/2 for hver enkelt av dem.
Den omvendte utforming kan også komme i betraktning i tilfelle av utvinning under tertiære forhold, dvs. så snart feltene er blitt spylt med vann når den prosentvise andel av vann i brønnene er meget høy. Volumstrømmen til brønnene 6b, 8b må være lik q/2.
Foreliggende oppfinnelse gjelder også i det tilfelle hvor vesentlig horisontale brønner danner en polygonal geometrisk form i et plan i reservoaret og ikke et enkelt rektangel slik som tidligere.
Man trenger da bare å utløse en første tilstand av enten injeksjon eller produksjon i enkelte av dreneringsbrønnene, idet de andre dreneringsbrønner er i en andre tilstand (injeksjon eller produksjon) motsatt den første tilstand, og regule-re volumstrømmene til injisert og produsert væske slik at summen av injeksjonsdreneringsbrønn-volumstrømmene er i alt vesentlig lik summen av produksjonsdreneringsbrønn-volumstrøm-mene.
Claims (6)
1. Fremgangsmåte for simulering av produksjon, under anvendelse av en pilottest i et hydrokarbonfelt (1) inne i et reservoar (2) ved hjelp av injeksjonsbrønner(3b, 5b; 7b) hvorved et fluid injiseres i reservoaret (2), for å fortrenge hydrokarbonene til produksjonsbrønnene (4b; 6b, 8b) hvorfra de utstrømmende fluider bringes til overflaten, karakterisert ved at injeksjons- og produk-sjonsbrønnene (3, 4, 5, 6, 7, 8) bores hovedsakelig vertikalt fra overflaten og forlenges ved stort sett horisontale drene-ringsbrønner (3b, 4b, 5b, 6b, 7b, 8b) i reservoaret, hvilke horisontale dreneringsbrønner, i det minste delvis, avgrenser en plan flate i reservoaret, og at
en første tilstand utløses enten ved injeksjon eller ved
produksjon for dreneringsbrønnene beliggende ved omkretsen av den plane flate,
en andre tilstand, motsatt den første tilstand, utløses
enten ved injeksjon eller ved produksjon for drenerings-brønnene beliggende innenfor omkretsen av den plane flate ,
volumstrømmene til den injiserte og produserte fluid
reguleres slik at summen av volumstrømmene i injeksjons-dreneringsbrønnene er stort sett lik summen av volum-strømmene i produksj onsdreneringsbrønnene.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at dreneringsbrønnene bores slik at de avgrenser et rektangel hvis langsider utgjøres av to parallelle horisontale dreneringsbrønner (3b, 5b; 6b, 8b), idet en tredje drenerings-brønn (4b; 7b) er anordnet parallelt med og halvveis mellom de første to, idet de to omkrets-dreneringsbrønner bringes til å injisere eller produsere med en volumstrøm q/2, og idet den midtre dreneringsbrønn bringes til å injisere eller produsere med en volumstrøm q.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, karakterisert ved at damp anvendes som injeksjonsfluid.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, karakterisert ved at det som injeksjonsfluid anvendes et kjemikalium, såsom særlig en polymer.
5. Brønnborearrangement for en pilottest som anvendes for å utføre produksjonssimulerings-fremgangsmåten ifølge et av kravene 1 til 4, karakterisert ved at et antall injeksjons- og produksjonsbrønner (3, 4, 5, 6, 7, 8) som er boret hovedsakelig vertikalt fra overflaten og forlenget ved stort sett horisontale dreneringsbrønner (3b, 4b, 5b, 6b, 7b, 8b) i reservoaret, og som i det minste delvis avgrenser en plan flate i reservoaret, hvilke dreneringsbrønner er boret i det vesentlige halvveis mellom reservoarets (2) tak og bunn.
6. Borearrangement ifølge krav 5, karakterisert ved at tre horisontale dreneringsbrønner (3b, 4b, 5b; 6b, 7b, 8b) er anordnet i parallell i reservoaret og ved at X betegner den horisontale lengde av en dreneringsbrønn; Y betegner avstanden mellom to nabo-dreneringsbrønner, H betegner reservoarets tykkelse som maksimalt er 10 m; idet avstandene X og Y er slik valgt at ulikhetene Y a 5H og X > 4Y gjelder.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR8817602A FR2641321B1 (fr) | 1988-12-30 | 1988-12-30 | Procede de simulation de production par essai pilote dans un gisement d'hydrocarbures |
Publications (4)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO895305D0 NO895305D0 (no) | 1989-12-28 |
NO895305L NO895305L (no) | 1990-07-02 |
NO180652B true NO180652B (no) | 1997-02-10 |
NO180652C NO180652C (no) | 1997-05-21 |
Family
ID=9373725
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO895305A NO180652C (no) | 1988-12-30 | 1989-12-28 | Fremgangsmåte og brönn-borearrangement for simulering av produksjon i et hydrokarbonfelt |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5033546A (no) |
CN (1) | CN1020649C (no) |
CA (1) | CA2006926C (no) |
DE (1) | DE3943341A1 (no) |
FR (1) | FR2641321B1 (no) |
GB (1) | GB2227264B (no) |
NO (1) | NO180652C (no) |
OA (1) | OA09111A (no) |
Families Citing this family (15)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2676091B1 (fr) * | 1991-05-02 | 1993-07-30 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour stimuler par un fluide chaud une zone productrice d'effluents adjacente a une zone aquifere. |
US5186256A (en) * | 1991-06-20 | 1993-02-16 | Conoco Inc. | Three directional drilling process for environmental remediation of contaminated subsurface formations |
CA2046107C (en) * | 1991-07-03 | 1994-12-06 | Geryl Owen Brannan | Laterally and vertically staggered horizontal well hydrocarbon recovery method |
US5860475A (en) * | 1994-04-28 | 1999-01-19 | Amoco Corporation | Mixed well steam drive drainage process |
MX9603323A (es) * | 1995-09-29 | 1997-03-29 | Amoco Corp | Proceso de drenaje por arrastre continuo modificado. |
US5803171A (en) * | 1995-09-29 | 1998-09-08 | Amoco Corporation | Modified continuous drive drainage process |
WO1998050679A1 (en) * | 1997-05-01 | 1998-11-12 | Amoco Corporation | Communicating horizontal well network |
US6729394B1 (en) * | 1997-05-01 | 2004-05-04 | Bp Corporation North America Inc. | Method of producing a communicating horizontal well network |
ATE362117T1 (de) * | 1998-12-16 | 2007-06-15 | Kepler Res & Dev Ltd | Kohlenwasserstoffspeicher-prüfung |
US6257334B1 (en) * | 1999-07-22 | 2001-07-10 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Steam-assisted gravity drainage heavy oil recovery process |
GB2379685A (en) * | 2002-10-28 | 2003-03-19 | Shell Internat Res Maatschhapp | Enhanced oil recovery with asynchronous cyclic variation of injection rates |
CA2462359C (en) * | 2004-03-24 | 2011-05-17 | Imperial Oil Resources Limited | Process for in situ recovery of bitumen and heavy oil |
US7740062B2 (en) * | 2008-01-30 | 2010-06-22 | Alberta Research Council Inc. | System and method for the recovery of hydrocarbons by in-situ combustion |
CN105332679B (zh) * | 2015-11-26 | 2018-02-02 | 东北石油大学 | 一种室内岩心实现热采过程的物理模拟方法 |
WO2021081667A1 (en) * | 2019-11-01 | 2021-05-06 | 102062448 Saskatchewan Ltd | Processes and configurations for subterranean resource extraction |
Family Cites Families (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4385662A (en) * | 1981-10-05 | 1983-05-31 | Mobil Oil Corporation | Method of cyclic solvent flooding to recover viscous oils |
US4598770A (en) * | 1984-10-25 | 1986-07-08 | Mobil Oil Corporation | Thermal recovery method for viscous oil |
US4700779A (en) * | 1985-11-04 | 1987-10-20 | Texaco Inc. | Parallel horizontal wells |
US4646824A (en) * | 1985-12-23 | 1987-03-03 | Texaco Inc. | Patterns of horizontal and vertical wells for improving oil recovery efficiency |
-
1988
- 1988-12-30 FR FR8817602A patent/FR2641321B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
1989
- 1989-12-28 NO NO895305A patent/NO180652C/no unknown
- 1989-12-29 CN CN89105445A patent/CN1020649C/zh not_active Expired - Fee Related
- 1989-12-29 US US07/459,283 patent/US5033546A/en not_active Expired - Fee Related
- 1989-12-29 GB GB8929312A patent/GB2227264B/en not_active Expired - Fee Related
- 1989-12-29 OA OA59715A patent/OA09111A/xx unknown
- 1989-12-29 DE DE3943341A patent/DE3943341A1/de active Granted
- 1989-12-29 CA CA002006926A patent/CA2006926C/fr not_active Expired - Fee Related
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB2227264B (en) | 1992-11-25 |
DE3943341A1 (de) | 1990-07-05 |
GB2227264A (en) | 1990-07-25 |
NO895305D0 (no) | 1989-12-28 |
CA2006926C (fr) | 1999-06-01 |
FR2641321A1 (fr) | 1990-07-06 |
US5033546A (en) | 1991-07-23 |
CN1044147A (zh) | 1990-07-25 |
CA2006926A1 (fr) | 1990-06-30 |
FR2641321B1 (fr) | 1995-06-30 |
CN1020649C (zh) | 1993-05-12 |
OA09111A (fr) | 1991-10-31 |
DE3943341C2 (no) | 1992-01-30 |
NO180652C (no) | 1997-05-21 |
GB8929312D0 (en) | 1990-02-28 |
NO895305L (no) | 1990-07-02 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO180652B (no) | Fremgangsmåte og brönn-borearrangement for simulering av produksjon i et hydrokarbonfelt | |
US9617839B2 (en) | Method of forming directionally controlled wormholes in a subterranean formation | |
US4319635A (en) | Method for enhanced oil recovery by geopressured waterflood | |
US4889186A (en) | Overlapping horizontal fracture formation and flooding process | |
Taotao et al. | Characteristics of shale pores, fractal dimension and their controlling factors determined by nitrogen adsorption and mercury injection methods | |
RU2005105146A (ru) | Способ разработки месторождения углеводородов | |
US5025859A (en) | Overlapping horizontal fracture formation and flooding process | |
US20110198088A1 (en) | Technique of fracturing with selective stream injection | |
Lorwongngam et al. | Using Multidisciplinary Data Gathering to Evaluate eXtreme Limited Entry Completion Design and Improve Perforation Cluster Efficiency | |
Nguyen et al. | Skin factor and potential formation damage from chemical and mechanical processes in a naturally fractured carbonate aquifer with implications to CO2 sequestration | |
RU2330156C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи многозабойными скважинами | |
Dewever et al. | Unlocking flow pathways in complex carbonate reservoirs: Benefits of an integrated subsurface study from the Cretaceous Mauddud Formation, North Kuwait | |
RU2657307C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
US4482806A (en) | Multi-tracer logging technique | |
Grimstad et al. | Modelling medium-depth CO2 injection at the Svelvik CO2 field laboratory in Norway | |
Yuan et al. | Application of Geomechanics in Heavy Oil Production-Advanced Canadian Experience | |
Kuuskraa et al. | Deep coal seams: an overlooked source for long-term natural gas supplies | |
Mainland | RTD 3 (1) Technological Basis for Commercial in-situ Recovery of Cold Lake Bitumen | |
RU2464414C1 (ru) | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи массивного типа | |
Zargar et al. | Importance of reservoir simulation and early reservoir management for successful field development—Case study | |
CN109869133A (zh) | 基于油藏开发难点主要矛盾突破方向的开发实验设计方法 | |
Bin Marta et al. | Diagnosing and Controlling Excessive Water Production: State-of-the-Art Review | |
Kowalchick | Tracking Impending Frac Hits Using Sealed Wellbore Pressure Monitoring in the Eagle Ford and Austin Chalk Formations | |
RU2810357C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
RU2640608C1 (ru) | Способ разработки зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума |