RU2378503C1 - Способ извлечения высоковязкой нефти из залежи - Google Patents
Способ извлечения высоковязкой нефти из залежи Download PDFInfo
- Publication number
- RU2378503C1 RU2378503C1 RU2008123688/03A RU2008123688A RU2378503C1 RU 2378503 C1 RU2378503 C1 RU 2378503C1 RU 2008123688/03 A RU2008123688/03 A RU 2008123688/03A RU 2008123688 A RU2008123688 A RU 2008123688A RU 2378503 C1 RU2378503 C1 RU 2378503C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- oil
- wells
- reservoir
- heat carrier
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 title abstract 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 59
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 59
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 32
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 20
- 238000011161 development Methods 0.000 claims abstract description 16
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims description 26
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 6
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 3
- 238000005065 mining Methods 0.000 claims description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 9
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 230000009897 systematic effect Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000969 carrier Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 7
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 210000003746 feather Anatomy 0.000 description 1
- 238000003801 milling Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Fats And Perfumes (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений с высоковязкой нефтью с применением теплоносителя. Обеспечивает повышение темпа отбора от запасов и конечного нефтеизвлечения за счет увеличения охвата пласта воздействием теплоносителя, создания единого технологического процесса теплового воздействия на нефтяной пласт через нагнетательные и добывающие скважины. Сущность изобретения: способ извлечения высоковязкой нефти из залежи, вскрытой сеткой нагнетательных и добывающих скважин по пяти-, семи- или девятиточечным обращенным элементам разработки, включает закачку заданного количества теплоносителя в данный элемент залежи через нагнетательную и сгруппированные через одну добывающие скважины, систематическое нагнетание теплоносителя в нагнетательную скважину, а в добывающие - циклическое, с переменой их функций по закачке теплоносителя и отбору продукции. Согласно изобретению расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами принимают не более 200 метров. Из нагнетательной скважины в подошвенной части продуктивного пласта дополнительно бурят боковые стволы в радиальном направлении длиной, равной 0,3-0,35 расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами, которые размещают равноудаленно от двух соседних добывающих скважин. При этом расчетный объем теплоносителя принимают 0,3-0,5 от порового объема продуктивного пласта. 2 табл., 14 ил.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений с нефтью высокой вязкости с применением теплоносителя.
Совершенствование существующих тепловых методов является одной из важнейших задач. Важно не только получить максимальный коэффициент охвата пласта воздействием, но также сделать это при оптимальных экономических показателях, которые зависят от расходования теплоносителя и времени разработки.
Известен способ разработки залежи вязкой нефти, вскрытой сеткой нагнетательных и добывающих скважин, включающий циклическое нагнетание в пласт расчетного количества теплоносителя и холодной воды через нагнетательную скважину (импульсно-дозированное тепловое воздействие (ИДТВ)) и отбор продукции через добывающие скважины (Кудинов В.И., Сучков Б.М. Новые технологии повышения добычи нефти. - Самара: Кн. изд-во, 1998 г.).
Недостатком этого способа является то, что при периодически чередующемся нагнетании теплоносителя и холодной воды через нагнетательную скважину теплоноситель при перемещении в выработанных заводненных областях пласта выполняет малоэффективную работу, что ведет к неполному охвату воздействием окружающих добывающих скважин, увеличению срока разработки залежи и низкому конечному коэффициенту нефтеизвлечения.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ извлечения вязкой нефти из залежи (Патент РФ №1744998, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №35, 20.12.1995 г.), вскрытой сеткой нагнетательных и добывающих скважин по пяти-, семи- или девятиточечным обращенным элементам разработки, включающий закачку заданного количества теплоносителя в данный элемент (участок) залежи через паронагнетательную и сгруппированные через одну добывающие скважины, систематическое нагнетание теплоносителя в паронагнетательную скважину, а в добывающие - циклическое, с переменой их функций по закачке теплоносителя и отбору продукции.
Недостатком этого способа является то, что тепловой фронт продвигается по кровельной части пласта, а в силу геометрии линии тока в сегменте элемента между добывающими и нагнетательной скважинами образуются застойные зоны (потери), что приводит к низкому темпу выработки запасов и снижению коэффициента нефтеизвлечения (фиг.1).
Технической задачей изобретения является повышение темпа отбора от запасов и конечного нефтеизвлечения за счет увеличения охвата пласта воздействием теплоносителя, создания единого технологического процесса теплового воздействия на нефтяной пласт через нагнетательные и добывающие скважины.
Решение поставленной задачи достигается описываемым способом извлечения высоковязкой нефти из залежи вскрытой сеткой нагнетательных и добывающих скважин по пяти-, семи- или девятиточечным обращенным элементам разработки, включающим закачку заданного количества теплоносителя в данный элемент (участок) залежи через нагнетательную и сгруппированные через одну добывающие скважины, систематическое нагнетание теплоносителя в нагнетательную скважину, а в добывающие - циклическое, с переменой их функций по закачке теплоносителя и отбору продукции.
Новым является то, что расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами принимают не более 200 метров, из нагнетательной скважины в подошвенной части продуктивного пласта дополнительно бурят боковые стволы в радиальном направлении длиной, равной 0,3-0,35 расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами, которые размещают равноудаленно от двух соседних добывающих скважин, при этом расчетный объем теплоносителя принимают 0,3-0,5 от перового объема продуктивного пласта.
Способ осуществляют следующим образом.
Залежь высоковязкой нефти вскрывают сеткой нагнетательных и добывающих скважин по пяти-, семи- или девятиточечным обращенным элементам с расстоянием между скважинами не более 200 м. Сетка разбуривания зависит от размеров месторождения и его геологического строения. В процессе бурения уточняют геологическое строение залежи, определяют геолого-физические характеристики продуктивного пласта (площадь нефтеносности, нефтенасыщенную толщину, пористость, коэффициент нефтенасыщенности, плотность, объемный коэффициент), подсчитывают запасы высоковязкой нефти. Определяют расчетный объем теплоносителя, необходимого для эффективного прогрева элемента разработки, который составляет 0,3-0,5 д.ед. от перового объема. Из нагнетательных скважин в подошвенной части продуктивного пласта в радиальном направлении дополнительно бурят боковые стволы (БС), например по технологии «Rad-tech», длиной, равной 0,30-0,35 д.ед. по отношению к расстоянию между скважинами. На залежи вскрытой сеткой нагнетательных и добывающих скважин по пяти- или девятиточечным обращенным элементам разработки из нагнетательных скважин бурят 4 боковых ствола, которые размещают равноудаленно от двух соседних добывающих скважин (фиг.2. А, Г), а на залежи вскрытой сеткой нагнетательных и добывающих скважин по семиточечным обращенным элементам разработки из нагнетательных скважин бурят 3 боковых ствола, которые размещают равноудаленно от двух соседних добывающих скважин чередованием через один сегмент (фиг.2. Б). Скважины осваивают под закачку расчетного количества теплоносителя, например пара, горячей воды с последующей закачкой холодной воды. Запускают в работу добывающие скважины для отбора продукции, в которых циклически проводят паротепловую обработку призабойной зоны пласта до наступления теплового фронта от закачки теплоносителя в нагнетательную скважину.
Предложенный способ исследован с использованием программного комплекса компании CMG (Канада). Термогидродинамические расчеты выполнены в модуле STARS. Термогидродинамический симулятор STARS является составным компонентом программного комплекса компании CMG (Tutorials of Stars ver. 2005. 10.).
Выбор оптимальной системы разработки решался последовательно. На начальном этапе осуществлялся выбор оптимального варианта извлечения высоковязкой нефти из залежи для отдельного пяти, семи -и девятиточечного обращенного элемента разработки, включающий закачку теплоносителя. В целях совершенствования методов теплового воздействия в нагнетательной скважине для увеличения эффективного радиуса воздействия дополнительно по пласту разместили равноудаленно от двух соседних добывающих скважин боковые стволы.
С целью выбора оптимального варианта извлечения высоковязкой нефти из залежи для различных элементов разработки проводились термогидродинамические расчеты, в ходе которых решались следующие задачи по определению:
- геометрического размещения боковых стволов по гидродинамическим слоям в кровельной, подошвенной и центральной части исследуемого пласта;
- оптимальной длины боковых стволов;
- эффективного расстояния между скважинами.
Далее термогидродинамические расчеты проводились на укрупненных элементах воздействия (системах) с использованием результатов предыдущего этапа и рационального объема закачки теплоносителя, т.е. его оптимальное сочетание с вытесняющим агентом в зависимости от объема пор пласта.
Исходные данные для проведения расчетов приведены в таблице 1.
| Таблица 1 Основные исходные данные |
|||
| Наименование параметров | Элементы воздействия | ||
| Пятиточечный, обращенный | Семиточечный, обращенный | Девятиточечный, обращенный | |
| Глубина залегания, м | 1100 | 1100 | 1100 |
| Нефтенасыщенная толщина, м | 5.0 | 5.0 | 5.0 |
| Пористость, % | 15.0 | 15.0 | 15.0 |
| Проницаемость, мкм2 | 0.1000 | 0.1000 | 0.100 |
| Вязкость нефти в пл. усл., мПа*с | 200.0 | 200.0 | 200.0 |
| Плотность нефти в пл. усл., кг/м3 | 900.0 | 900.0 | 900.0 |
| Нач. пластовое давление, МПа | 11.0 | 11.0 | 11.0 |
| Нач. пластовая температура, °С | 25.0 | 25.0 | 25.0 |
| Забойное давление доб.скв., МПа | 5.0 | 5.0 | 5.0 |
| Забойное давление нагн.скв., МПа | 15.0 | 15.0 | 15.0 |
| Температура пара, °С | 250.0 | 250.0 | 250.0 |
| Расстояние между скважинами, м | 150; 200; 300 | 150; 200; 300 | 150; 200; 300 |
| Соотношение добывающих скважин к нагнетательным, д.ед. | 1 | 2 | 3 |
| Отношение длины радиальных стволов к расстоянию между скважинами, д.ед. | 0.1 | 0.1 | 0.1 |
| 0.3 | 0.3 | 0.3 | |
| 0.35 | 0.35 | 0.35 | |
| 0.5 | 0.5 | 0.5 | |
| Число гидродинамических слоев (продуктивных пластов), шт | 5 | 5 | 5 |
Анализ результатов, полученных с использованием термогидродинамических расчетов, показал следующее.
1. Максимальный темп отбора от геологических запасов высоковязкой нефти и высокие значения коэффициентов нефтеизвлечения достигаются при закачке пара с дополнительным бурением в нагнетательных скважинах боковых стволов в пятом (нижнем) гидродинамическом слое. При этом соотношение длины бокового ствола к расстоянию между соседними скважинами равен 0,30-0,35 д.ед. Такая тенденция наблюдается для всех проведенных расчетов с различными расстояниями между скважинами (150, 200, 300 м). Максимальные значения темпа достигаются при расстояниях между скважинами 150 и 200 м.
2. С увеличением расстояния между скважинами в 1,5 раза максимальный темп отбора снижается в 2 раза, что ведет к увеличению срока разработки в 2 раза.
Следовательно, большие потенциальные возможности для достижения максимальной выработки запасов высоковязкой нефти из пласта при применении теплового воздействия наблюдаются:
- при дополнительном бурении боковых стволов в нагнетательной скважине;
- при бурении боковых стволов по подошвенной части пласта;
- при соотношении длины боковых стволов к расстоянию между соседними добывающими скважинами, равному 0,30-0,35 д.ед.;
- при расстоянии между скважинами не более 200 м.
Далее термогидродинамические расчеты проводились на укрупненных элементах с расстояниями между скважинами 150, 200 и 300 м. При этом учитывались ранее полученные результаты расчетов для элементов, где было применено бурение боковых стволов по пятому (нижнему) гидродинамическому слою длиной соответственно 45-53, 60-70 и 90-105 м.
Теоретические исследования, технологические и экономические расчеты выявили важную предпосылку успешного и целесообразного применения метода вытеснения нефти теплоносителями - отказ от непрерывного нагнетания и необходимости сочетания закачки теплоносителя с заводнением. Такое сочетание достигается путем нагнетания теплоносителя в пласт в определенном объеме и последующего перемещения тепловой оторочки по пласту нагнетанием более дешевого агента - воды.
Особенности процесса извлечения высоковязкой нефти из залежи с применением нагнетания в пласт оторочек теплоносителя обуславливают и подход к проектированию. Так как необходимый объем оторочки теплоносителя определяется расстоянием, которое тепловая волна должна пройти до эксплуатационных скважин, то это приводит к ограничениям по плотности размещения скважин. Наконец, сам факт извлечения высоковязкой нефти из залежи при помощи оторочки теплоносителя вызывает целесообразность принципа последовательной разработки отдельных участков залежи или залежей месторождения.
В рамках данного изобретения проведены численные эксперименты по закачке холодной воды и пара отдельно и в комбинации друг с другом, а также с учетом и без учета дополнительного бурения в нагнетательных скважинах боковых стволов. С целью обоснования и изучения методов комбинированного воздействия на пласт выполнены термогидродинамические расчеты на разные объемы закачки (0,1, 0,3, 0,5 д.ед. от порового объема) оторочек пара с последующей закачкой воды и циклической паротепловой обработкой призабойной зоны добывающих скважин до наступления теплового фронта от закачки теплоносителя в нагнетательную скважину.
Результаты расчетов приведены на фиг.3-8.
Распределение текущей нефтенасыщенности в зависимости от времени для укрупненного обращенного элемента (системы) с расстоянием между скважинами 200 м и бурением в радиальном направлении боковых стволов по пятому (нижнему) гидродинамическому слою длиной 60 м представлены на фиг.9-14.
Из анализа вышеприведенных результатов термогидродинамических расчетов установлено следующее:
1. Бурение в нагнетательных скважинах боковых стволов в радиальном направлении длиной, равной 0,30-0,35 д.ед. по отношению к расстоянию между скважинами, которые размещают равноудаленно от двух соседних добывающих скважин, ведет к повышению темпа отбора от запасов и конечного нефтеизвлечения за счет увеличения охвата пласта воздействием, создания единого технологического процесса теплового воздействия на нефтяной пласт через нагнетательные и добывающие скважины.
2. Увеличение расстояния между скважинами более 200 м заметно сказывается на падении темпа отбора, на снижении коэффициента нефтеизвлечения и на увеличении срока разработки пласта.
3. При закачке оторочек пара в объеме 0,3-0,5 д.ед. от порового объема результаты основных технологических показателей разработки близки между собой.
4. Заявляемый способ по сравнению со способом-прототипом позволяет повысить нефтеизвлечение на 2-4%.
Результаты технико-экономической оценки представлены в таблице 2. Выбор наиболее предпочтительного технологического процесса по извлечению высоковязкой нефти из залежи осуществлялся по наилучшим экономическим показателям: чистой прибыли, потоку наличности, доходу государства, индексу доходности дисконтированных затрат. Видно, что при любой сетке скважин наиболее экономически эффективным является способ извлечения высоковязкой нефти из залежи при сочетании теплового воздействия на пласт с заводнением при закачке оторочки пара в объеме 0,3-0,5 д.ед. от порового объема.
Claims (1)
- Способ извлечения высоковязкой нефти из залежи вскрытой сеткой нагнетательных и добывающих скважин по пяти-, семи- или девятиточечным обращенным элементам разработки, включающий закачку заданного количества теплоносителя в данный элемент залежи через нагнетательную и сгруппированные через одну добывающие скважины, систематическое нагнетание теплоносителя в нагнетательную скважину, а в добывающие - циклическое, с переменой их функций по закачке теплоносителя и отбору продукции, отличающийся тем, что расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами принимают не более 200 м, из нагнетательной скважины в подошвенной части продуктивного пласта дополнительно бурят боковые стволы в радиальном направлении длиной, равной 0,3-0,35 расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами, которые размещают равноудаленно от двух соседних добывающих скважин, при этом расчетный объем теплоносителя принимают 0,3-0,5 от порового объема продуктивного пласта.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008123688/03A RU2378503C1 (ru) | 2008-06-10 | 2008-06-10 | Способ извлечения высоковязкой нефти из залежи |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008123688/03A RU2378503C1 (ru) | 2008-06-10 | 2008-06-10 | Способ извлечения высоковязкой нефти из залежи |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2378503C1 true RU2378503C1 (ru) | 2010-01-10 |
Family
ID=41644249
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008123688/03A RU2378503C1 (ru) | 2008-06-10 | 2008-06-10 | Способ извлечения высоковязкой нефти из залежи |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2378503C1 (ru) |
Citations (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4434849A (en) * | 1978-09-07 | 1984-03-06 | Heavy Oil Process, Inc. | Method and apparatus for recovering high viscosity oils |
| US4646839A (en) * | 1984-11-23 | 1987-03-03 | Exxon Production Research Co. | Method and apparatus for through-the-flowline gravel packing |
| US4787449A (en) * | 1987-04-30 | 1988-11-29 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery process in subterranean formations |
| RU2012789C1 (ru) * | 1991-07-12 | 1994-05-15 | Печорский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Способ шахтной разработки нефтяного месторождения с неоднородными трещиноватыми коллекторами |
| SU1744998A1 (ru) * | 1990-02-13 | 1995-12-20 | Научно-производственное объединение по термическим методам добычи нефти | Способ извлечения вязкой нефти из залежи |
| RU2104393C1 (ru) * | 1996-06-27 | 1998-02-10 | Александр Петрович Линецкий | Способ увеличения степени извлечения нефти, газа и других полезных ископаемых из земных недр, вскрытия и контроля пластов месторождений |
| RU2206728C1 (ru) * | 2002-05-18 | 2003-06-20 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт (ОАО ВНИИнефть) | Способ добычи высоковязкой нефти |
| RU2211318C2 (ru) * | 2000-11-21 | 2003-08-27 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. акад. А.П. Крылова" | Способ добычи вязкой нефти при тепловом воздействии на пласт |
| RU2237804C1 (ru) * | 2003-04-29 | 2004-10-10 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт" им. А.П. Крылова | Способ разработки месторождений высоковязких нефтей и битумов наклонно-горизонтальными скважинами |
| RU2246001C1 (ru) * | 2003-05-26 | 2005-02-10 | Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина | Способ разработки залежей вязких нефтей и битумов |
| RU2285116C2 (ru) * | 2004-08-25 | 2006-10-10 | Анис Тагарович Тимашев | Способ разработки месторождений битума и высоковязкой нефти и комплексная система оборудования для его осуществления |
-
2008
- 2008-06-10 RU RU2008123688/03A patent/RU2378503C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4434849A (en) * | 1978-09-07 | 1984-03-06 | Heavy Oil Process, Inc. | Method and apparatus for recovering high viscosity oils |
| US4646839A (en) * | 1984-11-23 | 1987-03-03 | Exxon Production Research Co. | Method and apparatus for through-the-flowline gravel packing |
| US4787449A (en) * | 1987-04-30 | 1988-11-29 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery process in subterranean formations |
| SU1744998A1 (ru) * | 1990-02-13 | 1995-12-20 | Научно-производственное объединение по термическим методам добычи нефти | Способ извлечения вязкой нефти из залежи |
| RU2012789C1 (ru) * | 1991-07-12 | 1994-05-15 | Печорский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Способ шахтной разработки нефтяного месторождения с неоднородными трещиноватыми коллекторами |
| RU2104393C1 (ru) * | 1996-06-27 | 1998-02-10 | Александр Петрович Линецкий | Способ увеличения степени извлечения нефти, газа и других полезных ископаемых из земных недр, вскрытия и контроля пластов месторождений |
| RU2211318C2 (ru) * | 2000-11-21 | 2003-08-27 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. акад. А.П. Крылова" | Способ добычи вязкой нефти при тепловом воздействии на пласт |
| RU2206728C1 (ru) * | 2002-05-18 | 2003-06-20 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт (ОАО ВНИИнефть) | Способ добычи высоковязкой нефти |
| RU2237804C1 (ru) * | 2003-04-29 | 2004-10-10 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт" им. А.П. Крылова | Способ разработки месторождений высоковязких нефтей и битумов наклонно-горизонтальными скважинами |
| RU2246001C1 (ru) * | 2003-05-26 | 2005-02-10 | Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина | Способ разработки залежей вязких нефтей и битумов |
| RU2285116C2 (ru) * | 2004-08-25 | 2006-10-10 | Анис Тагарович Тимашев | Способ разработки месторождений битума и высоковязкой нефти и комплексная система оборудования для его осуществления |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN109977612B (zh) | 一种适用于加密开发页岩气井的压裂工艺 | |
| CN102606129B (zh) | 一种薄互层油田开发方法及系统 | |
| MX2015002304A (es) | Metodos y dispositivos para la fracturacion hidraulica y optimizacion: una modificacion a la fracturacion tipo cremallera. | |
| CN108076649A (zh) | 热诱发低流动速率压裂 | |
| RU2455471C1 (ru) | Система разработки монолитного малопродуктивного зонально-неоднородного нефтяного пласта | |
| RU2387819C1 (ru) | Способ разработки залежи вязкой нефти и битума | |
| RU2334098C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
| RU2387815C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти в слоистых карбонатных коллекторах | |
| RU2672292C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами с проведением многостадийного гидроразрыва пласта | |
| RU2342522C1 (ru) | Циклический способ разработки залежей углеводородов скважинами с горизонтальным стволом | |
| Zeng et al. | Optimized design and use of induced complex fractures in horizontal wellbores of tight gas reservoirs | |
| Patel et al. | Zipper fracturing: Taking theory to reality in the Eagle Ford Shale | |
| CN105735961A (zh) | 一种低渗致密储层分层压裂级数优选方法 | |
| RU2285117C2 (ru) | Способ разработки месторождений углеводородов | |
| Evans et al. | Impact of cluster spacing on infill completions in the Eagle Ford | |
| RU2599994C1 (ru) | Способ разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти | |
| RU2424425C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах | |
| KR101237723B1 (ko) | 심부지열발전을 위한 심정 시스템 및 그 시추방법 | |
| RU2378503C1 (ru) | Способ извлечения высоковязкой нефти из залежи | |
| RU2526047C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием | |
| RU2579039C1 (ru) | Способ разработки низкопроницаемых нефтегазовых пластов | |
| RU2580562C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2338061C1 (ru) | Способ добычи из подземной залежи тяжелых и высоковязких углеводородов | |
| Rahim et al. | Improved Reservoir Management Strategy via Limited Entry Multi-Stage Completion Boosts Production from Massive Carbonate Reservoirs in Saudi Arabia | |
| CN116025323B (zh) | 一种基于sagd全生命周期内地质力学作用的储层改造方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160611 |