RU2337234C1 - Способ разработки залежи нефти - Google Patents
Способ разработки залежи нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2337234C1 RU2337234C1 RU2007138701/03A RU2007138701A RU2337234C1 RU 2337234 C1 RU2337234 C1 RU 2337234C1 RU 2007138701/03 A RU2007138701/03 A RU 2007138701/03A RU 2007138701 A RU2007138701 A RU 2007138701A RU 2337234 C1 RU2337234 C1 RU 2337234C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- wells
- injection
- development
- production
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к разработке залежи нефти, которая может быть представлена в большом многообразии - в виде нефтяной залежи, нефтегазовой, нефтегазоконденсатной, газонефтяной, водонефтяной, водонефтегазовой и пр. и, в частности, может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности. Обеспечивает повышение эффективности извлечения нефти из недренируемых и/или слабодренируемых зон залежи различного типа. Сущность изобретения: способ включает выявление эксплуатационного объекта с выделением в нем недренируемых и/или слабодренируемых нефтенасыщенных зон, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. При этом осуществляют дополнительные воздействия периодического характера на недренируемые и/или слабодренируемые зоны методами, интенсифицирующими отбор продукции. Эти методы со стороны добывающих скважин, по меньшей мере их части, осуществляют с периодичностью не менее одного раза в три года, а со стороны нагнетательных скважин, по меньшей мере их части, осуществляют ранее, на 1-5 месяцев, и с периодичностью в 1,5-2 раза чаще, чем со стороны добывающих скважин. На стадии разработки с прогрессирующим обводнением продукции в числе методов воздействия периодически, на 0,5-1,5 года, повышают давления закачки вытесняющего агента в нагнетательных скважинах, по меньшей мере в части их. На заключительной стадии разработки забойные давления в добывающих скважинах, по меньшей мере в части их, снижают до 0,7-0,9 давления насыщения нефти газом. 4 з.п. ф-лы, 2 табл.
Description
Изобретение относится к разработке залежи нефти, которая может быть представлена в большом многообразии - в виде нефтяной залежи, нефтегазовой, нефтегазоконденсатной, газонефтяной, водонефтяной, водонефтегазовой и пр. и, в частности, может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности.
Известен способ разработки залежи нефти путем закачки воды в нагнетательные скважины и отбора продукции (нефти, газа, воды) из добывающих скважин (см., например, А.П.Крылов и др. Проектирование разработки нефтяных месторождений, М: Гостоптехиздат, 1962, 430 с. - 1).
Недостатком известного способа при его применении в сложнопостроенной залежи (с подошвенной водой, с газовой шапкой, с газовой шапкой и подошвенной водой одновременно) и в расчлененных пластах является его низкая эффективность.
В указанных типах залежей она обусловлена образованием в фильтрационном поле недренируемых и/или слабодренируемых нефтенасыщенных зон: в расчлененных пластах - за счет их прерывистого строения, в сложнопостроенных залежах - в силу низкого фильтрационного сопротивления газовых и водонасыщенных зон, шунтирующих нефтенасыщенную зону.
Известен способ разработки сложнопостроенной залежи нефти, в которой для повышения эффективности нефтеизвлечения в совокупности скважин, гидродинамически связанных через водо- и/или газоносные по разрезу зоны, ограничивают связь стволов нагнетательных и/или добывающих скважин с водо- и/или газоносными по разрезу зонами, уменьшая тем самым отрицательный эффект шунтирования (см., например, пат. РФ №1825392, кл. Е21В 43/20, опубл. 30.06.1993 - 2).
Недостатками способа являются: узкий спектр геолого-физических условий его применения (сложнопостроенные залежи); невозможность полного устранения отрицательного эффекта шунтирования нефтенасыщенной зоны, поскольку за пределами призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин нефтенасыщенная зона контактирует с водо- и/или газоносными зонами; недостаточный набор надежных и эффективных технико-технологических мероприятий по его осуществлению.
Техническим результатом изобретения является повышение эффективности извлечения нефти из недренируемых и/или слабодренируемых зон залежи различного типа.
Необходимый технический результат достигается тем, что способ разработки залежи нефти включает выявление эксплуатационного объекта с выделением в нем недренируемых и/или слабодренируемых нефтенасыщенных зон, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, дополнительные воздействия периодического характера на недренируемые и/или слабодренируемые зоны методами, интенсифицирующими отбор продукции, которые со стороны добывающих скважин, по меньшей мере их части, осуществляют с периодичностью не менее одного раза в три года, а со стороны нагнетательных скважин, по меньшей мере их части, осуществляют ранее, на 1÷5 месяцев, и с периодичностью в 1,5÷2 раза чаще, чем со стороны добывающих скважин, при этом на стадии разработки с прогрессирующим обводнением продукции в числе методов воздействия периодически, на 0,5÷1,5 года, повышают давления закачки вытесняющего агента в нагнетательных скважинах, по меньшей мере в части их, а на заключительной стадии разработки забойные давления в добывающих скважинах, по меньшей мере в части их, снижают до 0,7÷0,9 давления насыщения нефти газом.
Кроме того:
на начальной стадии разработки осуществляют массированное вскрытие естественных трещин или массированный гидроразрыв в недренируемых и/или слабодренируемых нефтенасыщенных зонах через нагнетательные и добывающие скважины;
на начальной стадии разработки осуществляют массированное вскрытие естественных трещин или массированный гидроразрыв в недренируемых и/или слабодренируемых нефтенасыщенных зонах через нагнетательные и добывающие скважины, после чего на последующей стадии разработки с прогрессирующим обводнением продукции операции по вскрытию естественных трещин или гидроразрыв через нагнетательные и добывающие скважины осуществляют повторно;
на стадии разработки залежи с прогрессирующим обводнением добываемой продукции и на заключительной стадии разработки в недренируемых и/или слабодренируемых нефтенасыщенных зонах используют нагнетательные и/или добывающие скважины с боковыми стволами, в том числе горизонтальными и/или горизонтально разветвленными;
через боковые стволы нагнетательных и добывающих скважин осуществляют массированное вскрытие естественных трещин или гидроразрыв в недренируемых и/или слабодренируемых нефтенасыщенных зонах.
Сущность предложенного изобретения заключается в воздействии на залежь нефти системно (через добывающие и нагнетательные скважины) и комплексно (различными методами в зависимости от строения залежи и стадии ее разработки). Извлечение продукции - нефтеизвлечение из недренируемых и/или слабодренируемых зон интенсифицируют применением технико-технологических методов, повышающих проводимость нефтенасыщенных зон фильтрационного поля эксплуатационного объекта. Внутренние фильтрационные сопротивления добывающих и нагнетательных скважин уменьшают проведением обработок призабойных зон химическими, физическими, депрессионными, перфорационными, гидравлическими разрывами пласта (ГРП), в частности мини-ГРП-методами, а также воздействием на прискважинные зоны: выравнивание профиля приемистости, выравнивание фронта вытеснения, проводка боковых стволов, одновременно-раздельная добыча, одновременно-раздельная закачка. Внешние фильтрационные сопротивления уменьшают проведением массированных ГРП, зарезкой боковых стволов, закачкой большеобъемных оторочек химреагентов, строительством скважин сложного дизайна.
В сложнопостроенных залежах и пластах нормального строения с прорвавшимся в добывающие скважины закачиваемым агентом добычу нефти из слабодренируемых нефтенасыщенных зон интенсифицируют ограничением проводимости зон пласта, занятых вытесняющим агентом и/или балластными флюидами путем проведения изоляционных работ, гидродинамических методов регулирования разработки, одновременно-раздельной добычи и закачки, а также совмещая указанные мероприятия с методами, повышающими проводимость нефтенасыщенных зон пласта (таблица 1).
Необходимый результат по повышению степени извлечения нефти из таких зон имеет место при выполнении определенных условий, а именно:
когда мероприятия по интенсификации в добывающих скважинах осуществляют с периодичностью не менее одного раза в три года, а в нагнетательных - в 1,5÷2 раза чаще;
когда мероприятия по интенсификации в нагнетательных скважинах начинают ранее, на 1÷5 месяцев, чем в добывающих скважинах;
когда набор методов интенсификации содержит в себе периодические повышения давления закачки вытесняющего агента в нагнетательных скважинах длительностью 0,5÷1,5 года (на стадии разработки с прогрессирующим обводнением продукции);
когда на заключительной стадии разработки забойные давления в добывающих скважинах снижают до 0,7÷0,9 давления насыщения нефти газом.
Предложенное изобретение может быть реализовано как на новом, так и на разрабатываемом месторождении. На новой залежи способ реализуют следующим образом. В соответствии с методическими указаниями (Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных месторождений РД 153-39.0-109-01-/Минэнерго РФ, 2002, 75 с. - 3) проводят исследования скважин. С применением рекомендаций (Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений / Утверждены приказом МПР РФ от 21.03.2007 №61, 95 с. - 4) выполняют для разработки залежи проектный документ. В соответствии с источником [4] определяют величину недренируемых запасов в эксплуатационном объекте по формуле:
δн=1-Кохв,
где δн - доля недренируемых запасов;
Кохв - коэффициент охвата залежи воздействием.
Долю слабодренируемых запасов определяют по формуле:
δсд=Кн·(1-Квыт),
где δсд - доля слабодренируемых запасов;
Кн - коэффициент начальной нефтенасыщенности;
Квыт - коэффициент вытеснения нефти.
В проектном документе рассматривают несколько вариантов разработки залежи, различающихся наборами методов воздействия через нагнетательные и добывающие скважины (см. таблицу 1). По результатам технико-экономических расчетов выбирают для реализации наилучший из них.
На разрабатываемом месторождении недренируемые и/или слабодренируемые зоны определяют либо в соответствии с методическими указаниями (Геолого-промысловый анализ разработки нефтяных и газонефтяных месторождений - РД 153-39.0-110-01- / Минэнерго РФ, 2002, 59 с. - 5), либо путем геолого-фильтрационного моделирования в соответствии с методическими рекомендациями [4]. Зная местоположение этих зон, выбирают из таблицы 1 (в зависимости от особенностей геологического строения залежи и стадии ее разработки) набор методов в составе либо проектного документа, либо специализированной программы применения методов, максимизирующий эффективность извлечения нефти из залежи.
В качестве примера осуществления предложенного изобретения приведены сравнительные результаты расчетов технико-экономических показателей разработки участка нефтяной залежи пласта АС11 Назаргалеевского месторождения. Рассмотрен элемент пятиточечной системы размещения скважин, состоящий из одной нагнетательной и одной добывающей скважин. Плотность сетки - 32 га/скв. Основные параметры пласта:
- коэффициенты: пористости - 20%, проницаемости - 0,200 мкм2, начальной нефтенасыщенности - 0,70;
- вязкость в пластовых условиях: нефти - 1,61 мПа·с, воды - 0,42 мПа·с;
- давление: начальное - 23,5 МПа, на забое добывающих скважин - 17,0 МПа, на забое нагнетательных скважин - 30,0 МПа;
- толщина пласта: общая - 14,2 м, эффективная нефтенасыщенная - 8,1 м.
Коэффициент остаточной нефтенасыщенности при скорости фильтрации 0,01 м/сут - 0,45; при 0,05 м/сут - 0,32; при 0,10 м/сут - 0,27; при 0,50 м/сут - 0,25; при 1,00 м/сут - 0,22; при 2,00 м/сут - 0,17.
Рассмотрены четыре варианта разработки: вариант 1 - традиционное заводнение; вариант 2 - проведение в добывающей скважине ГРП с полудлиной трещины 80 м; вариант 3 - проведение в нагнетательной скважине ГРП с полудлиной трещины 80 м; вариант 4 - проведение ГРП в добывающей и нагнетательной скважинах с полудлиной трещины 80 м (системное воздействие).
В разработку скважины вводят одновременно, эксплуатируют до весовой обводненности добывающей скважины 99,9%. Технологические расчеты проведены с применением АСПР «Техсхема», позволяющей учитывать эффективность вытеснения в зависимости от скоростей фильтрации флюидов в эксплуатационном объекте, а экономические - с применением АСПР «АСПЭК».
Результаты технико-экономических расчетов показателей вариантов разработки приведены в таблице 2.
Как следует из проведенных технико-экономических расчетов, эффективность предложенного решения существенно выше по сравнению с известными способами разработки залежей нефти. В рассмотренном примере доля недренируемых запасов сокращается с 0,215 до 0,213; доля слабодренируемых запасов уменьшается с 0,379 до 0,286; недропользователь на рубль капитальных вложений получает дохода в 1,513 раза больше.
Способ испытан на ряде месторождений Западной Сибири. Его расчетная эффективность подтверждена результатами эксплуатации скважин.
| Таблица 1 Методы воздействия на залежь нефти |
||||
| Группа методов | Виды методов | Категория скважин | Типовые технологии, химреагенты, устройства, технические решения | Глубина воздействия на пласт |
| 1 Воздействие на призабойную зону | 1.1 ОПЗ химическими методами | Добывающие Нагнетательные | Соляно-кислотные обработки (СКО), глинокислотные обработки (ГКО), поверхностно-активные вещества (ПАВ), растворитель, их комбинации и др. | До 20 м |
| 1.2 ОПЗ физическими методами | Добывающие Нагнетательные | Теромо-газохимическое воздействие (ТГХВ), волновые технологии, пороховой генератор давления бескорпусной (ПГД-БК) и др. | До 20 м | |
| 1.3 Депрессионные методы | Добывающие Нагнетательные | Устройство освоения скважин на глубоких депрессиях (У ОС), имплозивное воздействие, многократные глубокие депрессии (МГД), циклическая депрессия, химико-депрессионное воздействие (ХДВ) и др. | До 20 м | |
| 1.4 Перфорационные методы | Добывающие Нагнетательные | Кумулятивная, пескоструйная, щелевая, сверлящая и др. | До 1,5 м | |
| 1.5 Изоляционные методы | Добывающие Нагнетательные | Изоляция пласта, заколонных перетоков составами на основе цемента, полимеров | До 20 м | |
| 1.5 Мини ГРП | Добывающие Нагнетательные | Стандартный, селективный, гидравлический разрыв пласта (ГРП) до 5 т проппанта, гидропескоструйная перфорация (ГПП) и др. | До 20 м | |
| 2 Воздействие на прискважинную зону | 2.1 Выравнивание профиля приемистости | Нагнетательные | Вязкоупругие составы (ВУС), ПАВ, глинистые вязкоупругие составы (ГЛВУС), волокнисто-дисперсные системы (ВДС), кислотные составы (КС) и другие при объеме оторочки 10-20 м на метр перфорированной толщины | 20-40 м |
| 2.2 Выравнивание фронта вытеснения | Нагнетательные | Раствор полимерный с тонкодисперсным наполнителем (РПДН), ПАВ, сшитая система КМЦ и глинопорошка (СС-1), сшитая система КМЦ, глинопорошка и ПАВ (СС-2) и другие при объеме оторочки 20-100 м3 на метр перфорированной толщины | 40-100 м | |
| Продолжение таблицы 1 | ||||
| Группа методов | Виды методов | Категория скважин | Типовые технологии, химреагенты, устройства, технические решения | Глубина воздействия на пласт |
| 2.3 Изоляционные методы | Добывающие Нагнетательные | Тампонирующие составы для изоляции водоносных или водопромытых интервалов при объеме оторочки 10-20 м3 на метр перфорированной толщины | >20 м | |
| 2.4 Гидроразрыв пласта | Добывающие Нагнетательные | Различные типы ГРП с массой закачиваемого проппанта 5-40 т | 20-100 м | |
| 2.5 Зарезка боковых стволов | Добывающие Нагнетательные | Зарезка вертикально направленных боковых стволов для реанимации аварийных скважин | 20-100 м | |
| 2.6 Одновременно-раздельное воздействие | Добывающие Нагнетательные | Одновременно-раздельная добыча (ОРД) Одновременно-раздельная закачка (ОРЗ) | 20-300 м | |
| 3 Воздействие на удаленную зону | 3.1 Массированный ГРП | Добывающие | Различные типы ГРП с массой закачиваемого проппанта более 40 т | >100 м |
| 3.2 Зарезка боковых стволов | Добывающие Нагнетательные | Наклонно направленные, горизонтальные, пологие, многозабойные и др. боковые стволы, в т.ч. на депрессии установкой «непрерывная труба» | 100-750 м | |
| 3.3 Закачка большеобъемных оторочек химреагентов | Нагнетательные | Полимерное заводнение, растворы ПАВ, РПДН, КСС, СС-1, СС-2 и др. при закачке оторочек объемом более 100 м3 на метр перфорированной толщины | 100-150 м | |
| 3.4 Гидродинамические методы | Добывающие Нагнетательные | Изменение направления потоков, циклическая закачка воды, повышение давления закачки, форсированный отбор | 100-600 м | |
| 3.4 Строительство скважин сложного дизайна | Добывающие | Многозабойные, многоствольные, многоствольно-разветвленные, многозабойные горизонтальные | 100-600 м | |
| Таблица 2 Технико-экономические показатели вариантов разработки |
||||
| Вариант | 1 | 2 | 3 | 4 |
| Добыча нефти, тыс.т | 46,77 | 48,19 | 57,25 | 60,28 |
| Коэффициент извлечения нефти, б/р | 0,362 | 0,373 | 0,443 | 0,466 |
| Чистый дисконтированный доход недропользователя, млн. руб. | 93,98 | 99,53 | 131,28 | 142,21 |
| Коэффициент вытеснения, б/р | 0,459 | 0,472 | 0,565 | 0,592 |
| Коэффициент охвата, б/р | 0,785 | 0,786 | 0,787 | 0,787 |
| Доля недренируемых запасов, б/р | 0,215 | 0,214 | 0,213 | 0,213 |
| Доля слабодренируемых запасов, б/р | 0,379 | 0,370 | 0,305 | 0,287 |
Claims (5)
1. Способ разработки залежи нефти, включающий выявление эксплуатационного объекта с выделением в нем недренируемых и/или слабодренируемых нефтенасыщенных зон, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, дополнительные воздействия периодического характера на недренируемые и/или слабодренируемые зоны методами, интенсифицирующими отбор продукции, которые со стороны добывающих скважин, по меньшей мере их части, осуществляют с периодичностью не менее одного раза в три года, а со стороны нагнетательных скважин, по меньшей мере их части, осуществляют ранее, на 1-5 месяцев, и с периодичностью в 1,5-2 раза чаще, чем со стороны добывающих скважин, при этом на стадии разработки с прогрессирующим обводнением продукции в числе методов воздействия периодически, на 0,5-1,5 года, повышают давления закачки вытесняющего агента в нагнетательных скважинах, по меньшей мере в части их, а на заключительной стадии разработки забойные давления в добывающих скважинах, по меньшей мере в части их, снижают до 0,7-0,9 давления насыщения нефти газом.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что на начальной стадии разработки осуществляют массированное вскрытие естественных трещин или массированный гидроразрыв в недренируемых и/или слабодренируемых нефтенасыщенных зонах через нагнетательные и добывающие скважины.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что на начальной стадии разработки осуществляют массированное вскрытие естественных трещин или массированный гидроразрыв в недренируемых и/или слабодренируемых нефтенасыщенных зонах через нагнетательные и добывающие скважины, после чего на последующей стадии разработки с прогрессирующим обводнением продукции операции по вскрытию естественных трещин или гидроразрыв через нагнетательные и добывающие скважины осуществляют повторно.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что на стадии разработки залежи с прогрессирующим обводнением добываемой продукции и на заключительной стадии разработки используют нагнетательные и/или добывающие скважины с боковыми стволами, в том числе горизонтальными и/или горизонтально разветвленными.
5. Способ по 4, отличающийся тем, что через боковые стволы нагнетательных и добывающих скважин осуществляют массированное вскрытие естественных трещин или массированный гидроразрыв в недренируемых и/или слабодренируемых нефтенасыщенных зонах.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007138701/03A RU2337234C1 (ru) | 2007-10-19 | 2007-10-19 | Способ разработки залежи нефти |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007138701/03A RU2337234C1 (ru) | 2007-10-19 | 2007-10-19 | Способ разработки залежи нефти |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2337234C1 true RU2337234C1 (ru) | 2008-10-27 |
Family
ID=40042065
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007138701/03A RU2337234C1 (ru) | 2007-10-19 | 2007-10-19 | Способ разработки залежи нефти |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2337234C1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2013015850A1 (en) * | 2011-07-27 | 2013-01-31 | Schlumberger Canada Limited | Dual or twin-well completion with wettability alteration for segregated oil and water production |
| RU2509878C1 (ru) * | 2012-09-28 | 2014-03-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта++" | Способ разработки нефтяной оторочки в сложнопостроенном карбонатном коллекторе |
| RU2579039C1 (ru) * | 2015-04-24 | 2016-03-27 | Александр Михайлович Свалов | Способ разработки низкопроницаемых нефтегазовых пластов |
| RU2772318C1 (ru) * | 2018-05-16 | 2022-05-18 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Процесс кислотной обработки для интенсификации притока в многоствольной скважине |
-
2007
- 2007-10-19 RU RU2007138701/03A patent/RU2337234C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2013015850A1 (en) * | 2011-07-27 | 2013-01-31 | Schlumberger Canada Limited | Dual or twin-well completion with wettability alteration for segregated oil and water production |
| US9291046B2 (en) | 2011-07-27 | 2016-03-22 | Schlumberger Technology Corporation | Dual or twin-well completion with wettability alteration for segregated oil and water production |
| RU2509878C1 (ru) * | 2012-09-28 | 2014-03-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта++" | Способ разработки нефтяной оторочки в сложнопостроенном карбонатном коллекторе |
| RU2579039C1 (ru) * | 2015-04-24 | 2016-03-27 | Александр Михайлович Свалов | Способ разработки низкопроницаемых нефтегазовых пластов |
| RU2772318C1 (ru) * | 2018-05-16 | 2022-05-18 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Процесс кислотной обработки для интенсификации притока в многоствольной скважине |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2463445C2 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа | |
| US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
| RU2387819C1 (ru) | Способ разработки залежи вязкой нефти и битума | |
| RU2337234C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти | |
| RU2681796C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с глинистой перемычкой | |
| RU2550642C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами | |
| RU2334098C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
| RU2695906C1 (ru) | Способ разработки слабопроницаемой нефтяной залежи с применением горизонтальных скважин и водогазового воздействия | |
| RU2731243C2 (ru) | Способ разработки слабопроницаемой нефтяной залежи с применением раздельной закачки воды и газа | |
| RU2613403C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины | |
| WO2019066811A1 (en) | PASSIVE SURVEILLANCE OF DRILLING WELLS WITH PLOTTERS | |
| RU2638668C1 (ru) | Способ термопенокислотной обработки прискважинной зоны карбонатного коллектора | |
| RU2732746C1 (ru) | Способ разработки мощной слабопроницаемой нефтяной залежи с применением закачки воды и газа | |
| RU2584435C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2242594C1 (ru) | Способ разработки литологически экранированной нефтенасыщенной линзы одной скважиной | |
| RU2153064C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2610485C1 (ru) | Способ разработки нефтегазовых залежей | |
| RU2551612C1 (ru) | Способ кислотной обработки нефтяного пласта | |
| RU2812976C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти | |
| Szott et al. | Methods to determine drainage area in shale formations produced by stimulated horizontal wells using reservoir simulation modelling | |
| RU2801968C1 (ru) | Способ интенсификации добычи нефти | |
| Franco et al. | Evaluation of New Stimulation Technique to Improve Well Productivity in a Long, Open-Hole Horizontal Section: Case Study | |
| RU2286445C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
| RU2755114C1 (ru) | Способ разработки слоистой нефтяной залежи | |
| RU2538549C1 (ru) | Способ повышения проницаемости засоленного низкопроницаемого нефтяного пласта |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20121020 |