RU2162141C1 - Способ разработки нефтяной залежи - Google Patents
Способ разработки нефтяной залежи Download PDFInfo
- Publication number
- RU2162141C1 RU2162141C1 RU99117050A RU99117050A RU2162141C1 RU 2162141 C1 RU2162141 C1 RU 2162141C1 RU 99117050 A RU99117050 A RU 99117050A RU 99117050 A RU99117050 A RU 99117050A RU 2162141 C1 RU2162141 C1 RU 2162141C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- well
- wells
- reservoir
- coefficient
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки нефтяных залежей, сложенных неоднородными пластами. Обеспечивает повышение эффективности способа разработки с увеличением коэффициента нефтеизвлечения за счет вовлечения в активную разработку запасов нефти низкопроницаемой части пласта и снижения обводненности продукции. Сущность изобретения: способ включает стационарную закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Поддерживают упругий режим работы пластов путем применения периодических режимов эксплуатации добывающих скважин с остановкой их на период времени, определяемый по данным гидродинамических исследований скважин. Дополнительно анализируют результаты предыдущего периода эксплуатации каждой добывающей скважины и оценивают подвижные запасы нефти и радиусы зон дренирования скважин. Проводят лабораторные исследования для определения объемного коэффициента нефти и коэффициента вытеснения нефти закачиваемым агентом. Время простоя и эксплуатации добывающей скважины определяют по аналитическим формулам. 3 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки нефтяных залежей, сложенных неоднородными низкопроницаемыми и высокопроницаемыми пористыми пластами или трещиновато-пористыми, где увеличение нефтеизвлечения достигается за счет создания в пластах упругого режима фильтрации и вовлечения в более полную разработку запасов нефти.
Известен способ разработки залежей нефти, сложенных двумя пластами с низкой и высокой проницаемостью коллектора, основанный на периодической эксплуатации скважин [1] , где с целью создания в пластах неоднородных полей давления и соответствующих им перераспределений фильтрационных потоков, приводящих к выравниванию нефтенасыщенностей в пластах, период одного цикла, включающего в себя одинаковые временные интервалы простоя и эксплуатации скважины (галереи), определяют как удвоенное отношение квадрата расстояния между галереями нагнетательных и добывающих скважин (2L2) к средней пьезопроводности коллектора (χср).
Однако периоды простоя и эксплуатации скважины могут быть равными до прорыва воды в скважину по высокопроницаемому пласту, а после прорыва воды они должны различаться, причем период эксплуатации скважины должен быть меньше периода ее простоя. Это необходимо, чтобы вторгшаяся в период простоя скважины вода из высокопроницаемого и заводненного пласта в заводненную часть низкопроницаемого пласта (за фронтом вытеснения) не поступала обратно в высокопроницаемый пласт в период эксплуатации скважины, а совершала полезную работу по вытеснению нефти в низкопроницаемом пласте к забою скважины. В противном случае возвращающаяся из низкопроницаемого пласта в высокопроницаемый пласт вода в период эксплуатации скважины повышает объем фильтрующейся воды в высокопроницаемом пласте и, в конечном итоге, приводит к возрастанию обводненности добываемой продукции, в то время как запасы нефти низкопроницаемой части пласта остаются невовлеченными в активную разработку.
Наиболее близким к предлагаемому является способ извлечения нефти из трещиновато-пористого пласта - коллектора [2], включающий задание периодических режимов работы добывающих скважин с высоким содержанием вытесняющей жидкости в продукции так, что извлечение нефти посредством каждой отдельной скважины производят в несколько этапов, перед каждым из которых задают стационарный режим работы соответствующей скважины, на котором производят оценку нефтесодержания продукции скважины, затем производят для этой скважины запись кривой восстановления давления и переводят скважину на периодический режим работы путем чередующихся пусков и остановок последней на равные друг другу промежутки времени при стационарных режимах работы нагнетательных скважин, а частоту периодического режима задают ступенчатой функцией времени с уровнем первой ступени первого этапа, определенным для каждой скважины по результатам интерпретации данных восстановления давления.
Недостатком прототипа, как и аналога, является равенство времен простоя и эксплуатации добывающей скважины, приводящее к недостаточной эффективности способа разработки по прототипу.
Решаемая предлагаемым изобретением задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности способа разработки. Повысится коэффициент нефтеизвлечения за счет вовлечения в активную разработку запасов нефти низкопроницаемой части пласта, снизится обводненность продукции.
Поставленная задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем стационарную закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины и поддержание упругого режима работы пластов путем применения периодических режимов эксплуатации добывающих скважин с остановкой их на период времени, определяемый по данным гидродинамических исследований скважин, дополнительно анализируют результаты предыдущего периода эксплуатации каждой добывающей скважины и оценивают подвижные запасы нефти и радиусы зон дренирования скважин, проводят лабораторные исследования для определения объемного коэффициента нефти и коэффициента вытеснения нефти закачиваемым агентом, а время простоя и эксплуатации добывающей скважины определяют по формуле
где
tпр, tэкс - время простоя и, соответственно, эксплуатации скважин, сут;
h - толщина пласта в зоне дренажа добывающей скважины, м;
Rк - радиус зоны дренирования скважины, м;
rс - приведенный радиус скважины, м;
ρн - - плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3;
η - - коэффициент продуктивности скважин, т/(сут·МПа);
b - объемный коэффициент нефти, м3/м3;
m - пористость коллектора, доли ед.;
βж,βп - коэффициенты упругоемкости пластовой жидкости и пористой среды, (МПа)-1;
B2 - обводненность добываемой скважиной продукции, доли ед.
где
tпр, tэкс - время простоя и, соответственно, эксплуатации скважин, сут;
h - толщина пласта в зоне дренажа добывающей скважины, м;
Rк - радиус зоны дренирования скважины, м;
rс - приведенный радиус скважины, м;
ρн - - плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3;
η - - коэффициент продуктивности скважин, т/(сут·МПа);
b - объемный коэффициент нефти, м3/м3;
m - пористость коллектора, доли ед.;
βж,βп - коэффициенты упругоемкости пластовой жидкости и пористой среды, (МПа)-1;
B2 - обводненность добываемой скважиной продукции, доли ед.
μн,μв - соответственно, вязкость нефти и воды в пластовых условиях, мПа·с;
Kэкс - коэффициент, снижающий время эксплуатации скважины по сравнению со временем ее простоя, определяемый по формуле
Kэкс= 1-α·exp(-α),
здесь
где Qд (t-1) - накопленный отбор нефти по добывающей скважине к моменту пуска ее в эксплуатацию, т;
Qп - подвижные запасы нефти в зоне дренажа добывающей скважины, т.
Kэкс - коэффициент, снижающий время эксплуатации скважины по сравнению со временем ее простоя, определяемый по формуле
Kэкс= 1-α·exp(-α),
здесь
где Qд (t-1) - накопленный отбор нефти по добывающей скважине к моменту пуска ее в эксплуатацию, т;
Qп - подвижные запасы нефти в зоне дренажа добывающей скважины, т.
Физическая сущность изобретения состоит в том, что при периодической работе добывающей скважины в неоднородных по проницаемости и послойно-заводненных пластах создается упругий режим фильтрации жидкости, при котором на поверхности контакта незаводненных низкопроницаемых и заводненных высокопроницаемых пластов возникают гидродинамический градиент давления, направленный по нормали к поверхности контакта, а также капиллярные силы, направленные на выравнивание насыщенности нефтью и водой в смежных слоях [1].
При остановке добывающей скважины в высокопроницаемых заводненных пластах процесс восстановления пластового давления протекает быстрее, чем в незаводненных низкопроницаемых пластах, и тем самым создается гидродинамический градиент давления, направленный в область низкопроницаемого пласта, который совместно с капиллярными силами способствует внедрению воды в низкопроницаемый нефтенасыщенный пласт. Переток воды в низкопроницаемый пласт из высокопроницаемого пласта существует до тех пор, пока пластовое давление в них не уравняется.
Пластовое давление во всех пластах становится одинаковым и равным давлению на контуре питания тогда, когда завершится процесс восстановления давления в низкопроницаемом пласте. Этот период времени от момента остановки скважины до восстановления давления в низкопроницаемом пласте и является временем простоя скважины (tпр) при работе ее в периодическом режиме эксплуатации.
При пуске скважины в эксплуатацию процесс снижения пластового давления протекает быстрее в высокопроницаемых пластах, чем в низкопроницаемых, в связи с чем возникает переток жидкости (нефти) из низкопроницаемых пластов в смежные высокопроницаемые, который продолжается до перехода работы пластов с упругого на установившейся стационарный режим фильтрации жидкости, при котором давления в пластах одинаковы. Установившийся стационарный режим фильтрации жидкости в неоднородных по проницаемости пластах достигается тогда, когда расширяющаяся депрессионная воронка по низкопроницаемому пласту достигает контура питания. Этот период времени от момента пуска скважины в эксплуатацию до достижения воронкой депрессии контура питания по низкопроницаемому пласту и является, строго говоря, временем эксплуатации скважины (tэкс) при периодическом режиме ее эксплуатации, т.е. периодом, в течение которого осуществляется переток жидкости из низкопроницаемого пласта в смежные высокопроницаемые пласты.
По результатам трехмерного математического моделирования процессов заводнения неоднородных по проницаемости пластов в режиме периодической эксплуатации добывающих скважин была получена приближенная формула для оценки коэффициента, снижающего период эксплуатации скважины по сравнению с периодом простоя
Kэкс= 1-α·exp(-α),
здесь
где Qд (t-1) - накопленный отбор нефти по добывающей скважине к моменту пуска ее в эксплуатацию, т;
Qп - подвижные запасы нефти в зоне дренажа добывающей скважины, т.
Kэкс= 1-α·exp(-α),
здесь
где Qд (t-1) - накопленный отбор нефти по добывающей скважине к моменту пуска ее в эксплуатацию, т;
Qп - подвижные запасы нефти в зоне дренажа добывающей скважины, т.
Способ осуществляется следующей последовательностью операций.
1). При эксплуатации добывающей скважины для определения периода простоя и эксплуатации ее в периодическом режиме определяют обводненность добываемой продукции (B2).
2). При периодической эксплуатации скважин в период ее простоя проводят гидродинамические исследования с целью определения коэффициента продуктивности и толщины работающих пластов в зоне дренажа скважины, а также приведенного радиуса скважины.
3). По данным предыдущей эксплуатации скважин (сведения о текущих и накопленных отборах нефти и жидкости, закачке воды и т.д.) по результатам математического моделирования или по характеристикам вытеснения [3] определяют введенные в разработку подвижные запасы нефти в зоне дренажа каждой добывающей скважины.
4). Для выбранных эксплуатационных объектов, на которых планируется внедрение данного способа разработки, заранее проводят лабораторные исследования по определению объемного коэффициента и плотности нефти в поверхностных условиях, а также коэффициентов упругоемкости пластовой жидкости и породы и коэффициента вытеснения нефти закачиваемым агентом в зависимости от коллекторской характеристики пористой среды (пористость, проницаемость, нефтенасыщенность), и проводят расчеты по определению вышеперечисленных коэффициентов для конкретных значений коллекторской характеристики пористой среды, полученных в результате проведенных гидродинамических исследований скважины.
5). Рассчитывают площадь (S) и радиус дренажа скважины (контура питания Rк)
здесь в - объемный коэффициент нефти, м3/м3,
Qп - подвижные запасы нефти в зоне дренажа добывающей скважины, достигаемые при стремлении обводненности добываемой продукции к 100%, т;
m - пористость коллектора, доли ед.;
h - толщина пласта в зоне дренажа добывающей скважины, м;
ρн - плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3;
b - объемный коэффициент нефти, м3/м3;
Kнн - коэффициент начальной нефтенасыщенности коллектора, доли ед.;
Kвып - коэффициент вытеснения нефти закачиваемым агентом, доли ед.
здесь в - объемный коэффициент нефти, м3/м3,
Qп - подвижные запасы нефти в зоне дренажа добывающей скважины, достигаемые при стремлении обводненности добываемой продукции к 100%, т;
m - пористость коллектора, доли ед.;
h - толщина пласта в зоне дренажа добывающей скважины, м;
ρн - плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3;
b - объемный коэффициент нефти, м3/м3;
Kнн - коэффициент начальной нефтенасыщенности коллектора, доли ед.;
Kвып - коэффициент вытеснения нефти закачиваемым агентом, доли ед.
6). Рассчитывают период простоя скважины, за который пластовое давление в зоне дренажа скважины восстанавливается до уровня давления на контуре питания. Для расчета этого периода используется основная формула упругого режима фильтрации в записи Э.Б.Чекалюка, которая считается справедливой, как в случаях работы скважины с постоянной депрессией или постоянным дебитом, так и в случае работы скважины с переменной депрессией и изменяющимся дебитом [4].
Время простоя скважины при периодической эксплуатации в сутках определяется по формуле
где rс - приведенный радиус скважины, определенный по гидродинамическим исследованиям, м;
m - пористость коллектора, доли ед.;
βж,βп - коэффициенты упругоемкости пластовой жидкости и пористой среды (МПа)-1;
B2 - обводненность добываемой скважиной продукции, доли.ед.
где rс - приведенный радиус скважины, определенный по гидродинамическим исследованиям, м;
m - пористость коллектора, доли ед.;
βж,βп - коэффициенты упругоемкости пластовой жидкости и пористой среды (МПа)-1;
B2 - обводненность добываемой скважиной продукции, доли.ед.
μн,μв - соответственно, вязкость нефти и воды в пластовых условиях, мПа·с;
η - коэффициент продуктивности скважины, т/(сут · МПа).
η - коэффициент продуктивности скважины, т/(сут · МПа).
7). Рассчитывают коэффициент, снижающий время эксплуатации скважины по сравнению со временем ее простоя
Kэкс = 1-α·exp(-α);
здесь
где Qд (t-1) - накопленный отбор нефти по добывающей скважине к моменту пуска ее в эксплуатацию, т;
Qп - подвижные запасы нефти в зоне дренажа добывающей скважины, т.
Kэкс = 1-α·exp(-α);
здесь
где Qд (t-1) - накопленный отбор нефти по добывающей скважине к моменту пуска ее в эксплуатацию, т;
Qп - подвижные запасы нефти в зоне дренажа добывающей скважины, т.
8). Определяют время эксплуатации скважины (сут)
tэкс = Kэкс · tпр (сут).
tэкс = Kэкс · tпр (сут).
9). По завершении периода простоя в течение времени tпр скважину пускают в эксплуатацию на период времени tэкс.
10). Операции по пунктам 1-9 повторяют до тех пор, пока дебит скважины по нефти не снизится до уровня предельно-рентабельного.
Пример конкретного осуществления способа
Ромашкинское месторождение. Абдрахмановская площадь, горизонт Д1, скважина N 8880, дата ввода в эксплуатацию: 1974.
Ромашкинское месторождение. Абдрахмановская площадь, горизонт Д1, скважина N 8880, дата ввода в эксплуатацию: 1974.
В таблице 1 приведена коллекторская характеристика перфорированных пластов скважины N 8880, определенная по результатам геофизических исследований скважины (ГИС).
Пласты - песчаники, различаются по проницаемости коллектора в 1,69 раз. Между ними нет непроницаемого глинистого раздела и поэтому возможен переток жидкости из одного пласта в другой при упругом режиме фильтрации.
В таблице 2 приведены показатели эксплуатации скважины N 8880 за последние 8 лет. В 1997 г. скважина была остановлена при обводненности добываемой продукции, равной 97,4%.
При проведении гидродинамических исследований скважины методом восстановления пластового давления были определены: коэффициент продуктивности η = 15,2 т/(сут·МПа), толщина работающих пластов в зоне дренажа скважины, которая совпала с данными таблицы 1 и составила h=15 м, а также приведенный радиус скважины rс= 0,12 м.
По данным предыдущего периода эксплуатации скважины при математическом моделировании процессов фильтрации на участке из 12 скважин, в т.ч. включающем скважину N 8880, были определены подвижные запасы нефти в зоне дренажа этой добывающей скважины, которые в 1997 г. составили Qп = 561,5 тыс.т.
По ранее проведенным лабораторным исследованиям для горизонта Д1 Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения были определены [5,6]
объемный коэффициент нефти в = 1,175 м3/м3;
плотность нефти в поверхностных условиях Sn = 0,804 т/м3;
коэффициенты упругоемкости:
пластовой жидкости βж = 9,5·10-4(МПа)-1;
пористой среды βп = 1,0·10-4(МПа)-1;
коэффициент вытеснения нефти закачиваемым агентом (водой)
Kвытт = 0,712 доли ед. при проницаемости коллектора, равной 1,452 мкм2, коэффициенте начальной нефтенасыщенности Kнн = 0,928 доли ед. и коэффициенте пористости коллектора m = 0,226 доли ед.
объемный коэффициент нефти в = 1,175 м3/м3;
плотность нефти в поверхностных условиях Sn = 0,804 т/м3;
коэффициенты упругоемкости:
пластовой жидкости βж = 9,5·10-4(МПа)-1;
пористой среды βп = 1,0·10-4(МПа)-1;
коэффициент вытеснения нефти закачиваемым агентом (водой)
Kвытт = 0,712 доли ед. при проницаемости коллектора, равной 1,452 мкм2, коэффициенте начальной нефтенасыщенности Kнн = 0,928 доли ед. и коэффициенте пористости коллектора m = 0,226 доли ед.
Площадь дренажа скважины определяется по формуле
Радиус зоны дренажа скважины (контура питания)
Время простоя скважины при периодической эксплуатации
Время эксплуатации скважины определяется по формуле
Kэкс = 1-α·exp(-α);
здесь
тогда Kэкс = 0,635 и tэкс = 8 (сут).
Радиус зоны дренажа скважины (контура питания)
Время простоя скважины при периодической эксплуатации
Время эксплуатации скважины определяется по формуле
Kэкс = 1-α·exp(-α);
здесь
тогда Kэкс = 0,635 и tэкс = 8 (сут).
Далее, проводятся расчеты добычи нефти и воды при периодической эксплуатации скважины на основе созданной при определении подвижных запасов нефти математической модели фильтрации двухфазной жидкости в пласте. Результаты этих расчетов представлены в таблице 3, из которой видно, что по рекомендуемому способу разработки в сравнении с базовым и прототипом достигаются более высокие отборы нефти в каждом из циклов простоя и эксплуатации скважины, несмотря на меньший период эксплуатации скважины. При этом добыча воды сокращается, что приводит к снижению обводненности добываемой продукции и, в перспективе, к более длительному сроку эксплуатации скважины до снижения дебита скважины до предельно-допустимого, что позволяет достичь более высоких значений коэффициента нефтеизвлечения.
Таким образом достигнута поставленная задача по увеличению относительно прототипа коэффициента нефтеизвлечения за счет вовлечения в активную разработку запасов нефти низкопроницаемой части пласта. Снижена обводненность продукции. Способ эффективен и промышленно применим.
Источники информации
1. Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985-308 с.
1. Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985-308 с.
2. Патент РФ N 2109130, кл. E 21 B 43/16. Способ извлечения нефти из трещиновато-пористого пласта-коллектора. Давлетшин А. И. и др. - Опубл. 20.04.98, БИ N 11.
3. Методическое руководство по определению технологической эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов. РД 39-0147035-209-87. Миннефтепром, М., 1987, с.58.
4. В.Д.Лысенко. Определение продуктивности малопродуктивных коллекторов. Нефтепромысловое дело, N 2, 1998, с. 7-13.
5. Р. Ч.Муслимов, А.М.Шавалиев, Р.Б.Хисамов, И.Г.Юсупов. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. Том 1. - М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - 491 с.
6. Р. С. Хисамов. Особенности геологического строения и разработки многопластовых нефтяных месторождений. Казань, изд-во "Мониторинг", 1996 - 288 с.
Claims (1)
- Способ разработки нефтяной залежи, включающий стационарную закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины и поддержание упругого режима работы пластов путем применения периодических режимов эксплуатации добывающих скважин с остановкой их на период времени, определяемый по данным гидродинамических исследований скважин, отличающийся тем, что дополнительно анализируют результаты предыдущего периода эксплуатации каждой добывающей скважины и оценивают подвижные запасы нефти, проводят лабораторные исследования для определения объемного коэффициента нефти, плотности нефти в поверхностных условиях, коэффициента вытеснения нефти закачиваемым агентом и коэффициентов упругоемкости пластовой жидкости и породы, рассчитывают радиус зоны дренирования скважин, а время простоя и эксплуатации добывающей скважины определяют по формулам
tэкс = Kэкс · tпр,
где tпр, tэкс - время простоя и соответственно эксплуатации скважин, сут;
h - толщина пласта в зоне дренажа добывающей скважины, м;
Rк - радиус зоны дренирования скважины, м;
rс - приведенный радиус скважины, м;
ρн - плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3;
η - коэффициент продуктивности скважин, т/сут · МПа;
b - объемный коэффициент нефти, м3/м3;
m - пористость коллектора, доли.ед.;
βж,βп - коэффициенты упругоемкости пластовой жидкости и пористой среды, МПа-1;
B2 - обводненность добываемой скважинной продукции, доли.ед.;
μн μв - соответственно вязкость нефти и воды в пластовых условиях, мПа · c.;
Kэкс - коэффициент, снижающий время эксплуатации скважины по сравнению со временем ее простоя, определяемый по формуле
Kэкс= 1-α·exp(-α),
гдеQд (t-1) - накопленный отбор нефти по добывающей скважине к моменту пуска ее в эксплуатацию, т;
Qп - подвижные запасы нефти в зоне дренажа добывающей скважины, т.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99117050A RU2162141C1 (ru) | 1999-08-04 | 1999-08-04 | Способ разработки нефтяной залежи |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99117050A RU2162141C1 (ru) | 1999-08-04 | 1999-08-04 | Способ разработки нефтяной залежи |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2162141C1 true RU2162141C1 (ru) | 2001-01-20 |
Family
ID=20223504
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99117050A RU2162141C1 (ru) | 1999-08-04 | 1999-08-04 | Способ разработки нефтяной залежи |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2162141C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2453688C2 (ru) * | 2009-11-02 | 2012-06-20 | Хасан Цицоевич Мусаев | Способ интенсификации добычи нефти из скважины с зональной и/или послойной неоднородностью коллектора |
| CN113969770A (zh) * | 2020-07-23 | 2022-01-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 边水油藏水体高压蓄能-体对体释放式体积水驱开发方法 |
| CN114810007A (zh) * | 2022-03-17 | 2022-07-29 | 陕西延长石油（集团）有限责任公司 | 一种适用于低渗透油藏的蓄能增渗评价方法 |
-
1999
- 1999-08-04 RU RU99117050A patent/RU2162141C1/ru active
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2453688C2 (ru) * | 2009-11-02 | 2012-06-20 | Хасан Цицоевич Мусаев | Способ интенсификации добычи нефти из скважины с зональной и/или послойной неоднородностью коллектора |
| CN113969770A (zh) * | 2020-07-23 | 2022-01-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 边水油藏水体高压蓄能-体对体释放式体积水驱开发方法 |
| CN114810007A (zh) * | 2022-03-17 | 2022-07-29 | 陕西延长石油（集团）有限责任公司 | 一种适用于低渗透油藏的蓄能增渗评价方法 |
| CN114810007B (zh) * | 2022-03-17 | 2024-01-23 | 陕西延长石油（集团）有限责任公司 | 一种适用于低渗透油藏的蓄能增渗评价方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP3800324B1 (en) | Method and apparatus for determining integrated development approach for shale and adjacent oil layers | |
| Tucker et al. | Detailed microbial surveys help improve reservoir characterization | |
| RU2683453C1 (ru) | Способ повышения эффективности разработки слабопроницаемых нефтяных коллекторов | |
| Sieberer et al. | Polymer-flood field implementation: Pattern configuration and horizontal vs. vertical wells | |
| US10677036B2 (en) | Integrated data driven platform for completion optimization and reservoir characterization | |
| Yehia et al. | Improving the shale gas production data using the angular-based outlier detector machine learning algorithm | |
| Al-Obaidi et al. | A New approach for enhancing oil and gas recovery of the hydrocarbon fields with low permeability reservoirs | |
| RU2162141C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2184216C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2247828C2 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2595112C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи на поздней стадии разработки | |
| RU2290501C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2087686C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2478773C2 (ru) | Способ ранней идентификации естественной трещиноватости пластов | |
| RU2191255C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| Wang et al. | Numerical Investigation of Oil–Water Exchange Behaviors in Shale During Post-Fracturing Soaking Periods | |
| RU2085723C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения, представленного неоднородными коллекторами | |
| RU2024740C1 (ru) | Способ разработки неоднородного многопластового нефтяного месторождения | |
| Raiders et al. | Selective plugging and oil displacement in crossflow core systems by microrganisms | |
| RU2245442C1 (ru) | Способ определения типа карбонатного коллектора по данным специализированных исследований скважины | |
| RU2167276C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2150578C1 (ru) | Способ разработки литологически экранированных нефтенасыщенных линз одной скважиной | |
| RU2737437C1 (ru) | Способ эксплуатации горизонтальных скважин в слабосцементированном коллекторе | |
| RU2189438C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| Lupu | Case studies-Research and technological solutions to prevent sand production in the gas wells from the Getic Depression |