RU2426869C1 - Procedure for increase of permeability of bottomhole zone of oil-bearing bed - Google Patents
Procedure for increase of permeability of bottomhole zone of oil-bearing bed Download PDFInfo
- Publication number
- RU2426869C1 RU2426869C1 RU2010103758/03A RU2010103758A RU2426869C1 RU 2426869 C1 RU2426869 C1 RU 2426869C1 RU 2010103758/03 A RU2010103758/03 A RU 2010103758/03A RU 2010103758 A RU2010103758 A RU 2010103758A RU 2426869 C1 RU2426869 C1 RU 2426869C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pulse
- oil
- water
- reservoir
- zone
- Prior art date
Links
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title claims abstract description 13
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 14
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 19
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 12
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 5
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 6
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 3
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 2
- 238000005325 percolation Methods 0.000 description 2
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000004807 localization Effects 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 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
- E21B43/25—Methods for stimulating production
-
- 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Electric Means (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам повышения проницаемости призабойной зоны нефтеносного пласта.The invention relates to the field of oil and gas industry, in particular to methods for increasing the permeability of the bottom-hole zone of the oil reservoir.
Известен способ повышения проницаемости призабойной зоны нефтеносного пласта, включающий предварительное определение геологофизических параметров призабойной зоны пласта для осуществления оптимального режима его импульсов электрообработки выбором соответствующих значений длительности импульсов τ, плотности тока в импульсе j*, скважности импульсов Q и времени импульсной обработки t и последующую импульсную электрообработку в установленном режиме (см. патент РФ №2089727, кл. E21B 43/28 от 26.12.1990 г.).There is a method of increasing the permeability of the bottom-hole zone of an oil-bearing formation, including preliminary determination of the geological and physical parameters of the bottom-hole zone of the formation to implement the optimal mode of its electrical processing pulses by selecting the appropriate values of pulse durations τ, current density in pulse j *, pulse duty cycle Q and pulse processing time t and subsequent pulse electrical processing in the established mode (see RF patent No. 2089727, class E21B 43/28 of 12/26/1990).
Однако известный способ не отличается достаточной точностью определения параметров импульсной обработки призабойной зоны пласта, так как длительность импульса τ рассчитывается с использованием величины размера зерна d, в то время как процесс ориентирован на нагревание жидкости, находящейся в поровых каналах, что приводит к значительному завышению длительности импульса, что может привести к большему энерговыделению, и соответствующему снижению проницаемости вследствие газовой кольматации.However, the known method is not sufficiently accurate in determining the parameters of the pulsed treatment of the bottomhole formation zone, since the pulse duration τ is calculated using the grain size d, while the process is focused on heating the fluid in the pore channels, which leads to a significant overestimation of the pulse duration , which can lead to greater energy release, and a corresponding decrease in permeability due to gas clogging.
Выбор скважности импульсов ≤6 в течение экспериментального времени является относительно широким и неоптимальным, что ведет к большим потерям электроэнергии.The choice of pulse duty cycle ≤6 during the experimental time is relatively wide and non-optimal, which leads to large losses of electricity.
По технической сущности наиболее близким к предлагаемому способу является способ повышения проницаемости призабойной зоны нефтеносного пласта, при котором осуществляют предварительное определение геолого-физических параметров призабойной зоны пласта для определения оптимального режима его импульсной электрообработки выбором соответствующих значений длительности импульсов τ, плотности тока в импульсе j*, скважности импульсов Q и времени импульсной обработки t, после чего осуществляют импульсную электрообработку в установленном режиме, причем при определении геолого-физических параметров определяют порометрическую кривую материала коллектора в призабойной зоне f(r) для расчета средней величины радиуса поровых каналов rср (см. патент РФ №2208146, кл. E21B 43/25 от 21.06.2002 г.).By technical nature, the closest to the proposed method is a method of increasing the permeability of the bottom-hole zone of an oil-bearing formation, in which the geological and physical parameters of the bottom-hole zone of the formation are preliminarily determined to determine the optimal mode of its pulsed electric treatment by selecting the appropriate values of the pulse duration τ, current density in the pulse j *, the pulse duty cycle Q and the pulse processing time t, after which pulse electric processing is carried out in the established press, and when determining the geological and physical parameters, a porometric curve of the reservoir material in the bottomhole zone f (r) is determined to calculate the average radius of the pore channels r cf (see RF patent No. 2208146, class E21B 43/25 of 06/21/2002 )
Однако известный способ содержит существенные погрешности в определении параметров импульсной обработки призабойной зоны пласта, поскольку не учитывает двухфазный характер течения (нефть и вода), локализацию энерговыделения при протекании электрического тока в пористой среде, а также пластовые термобарические условия.However, the known method contains significant errors in determining the parameters of the pulsed treatment of the bottom-hole formation zone, since it does not take into account the two-phase nature of the flow (oil and water), the localization of energy release during the flow of electric current in a porous medium, as well as the reservoir thermobaric conditions.
Так, длительность импульса определяется по среднему значению радиуса поровых каналов rср, в то время как теоретические расчеты показывают, что наибольшая скорость роста температуры в среде имеет место в самых тонких капиллярах самых крупных капиллярных цепочек, так называемых критических радиусах протекания rс, которые больше rср. В результате предлагаемая длительность импульса τ оказывается меньше оптимальной, что неоправданно увеличивает энергозатраты.So, the pulse duration is determined by the average radius of the pore channels r sr , while theoretical calculations show that the highest rate of temperature increase in the medium occurs in the thinnest capillaries of the largest capillary chains, the so-called critical flow radii r s , which are larger r cf. As a result, the proposed pulse duration τ is less than optimal, which unreasonably increases energy consumption.
Плотность тока в импульсе, определяемая в соответствии с выбранным значением длительности импульса, должна рассчитываться с учетом пластового давления р0, что снижает требуемую плотность тока j, а дополнительные экспериментальные исследования дают уточненное значение численного коэффициента k в два раза ниже предыдущего.The current density in the pulse, determined in accordance with the selected value of the pulse duration, should be calculated taking into account the reservoir pressure p 0 , which reduces the required current density j, and additional experimental studies give an updated value of the numerical coefficient k two times lower than the previous one.
Использование на практике верхней границы скважности импульсов Q=3 сводит результат импульсного электровоздействия к нулю, так как в этом случае отсутствует накопительный эффект воздействия последовательных импульсов, необходимый для получения общего конечного результата.The practical use of the upper limit of the duty cycle of pulses Q = 3 reduces the result of pulsed electrical action to zero, since in this case there is no cumulative effect of sequential pulses, which is necessary to obtain a common final result.
При определении верхней границы суммарного времени импульсной обработки используются усредненные параметры пластового флюида, что заведомо приведет к ее завышению, поскольку на заключительной стадии разработки водная фаза доминирует в потоке, а ее параметры (плотность, теплопроводность, удельная электропроводность, температура кипения) выше, чем у углеводородов. Здесь не учитываются также исходная пластовая температура, количество импульсов и скважность. Все это ведет к значительной погрешности в определении максимального времени импульсной обработки t.When determining the upper boundary of the total pulse processing time, the average parameters of the formation fluid are used, which will obviously lead to its overstatement, since at the final stage of development the aqueous phase dominates the flow, and its parameters (density, thermal conductivity, electrical conductivity, boiling point) are higher than hydrocarbons. It also does not take into account the initial reservoir temperature, the number of pulses and the duty cycle. All this leads to a significant error in determining the maximum pulse processing time t.
Чрезвычайно важно, что из-за более низкой температуры кипения основных компонентов нефти при превышении общего времени обработки раньше произойдет газовая кольматация нефтепроводящих путей, фазовая проницаемость по нефти упадет и обводненность продукции возрастет.It is extremely important that due to the lower boiling point of the main components of the oil, when the total processing time is exceeded, gas clogging of the oil paths will occur earlier, the phase permeability of the oil will drop and the water cut of the product will increase.
Техническим результатом является повышение точности определения параметров импульсной электрообработки для увеличения абсолютной проницаемости призабойной зоны нефтеносного пласта при снижении энергопотребления и риска падения фазовой проницаемости по нефти.The technical result is to increase the accuracy of determining the parameters of pulsed electrical treatment to increase the absolute permeability of the bottom-hole zone of the oil reservoir while reducing energy consumption and the risk of falling phase permeability in oil.
Достигается это тем, что в способе повышения проницаемости призабойной зоны нефтеносного пласта согласно изобретению осуществляют предварительное определение геолого-физических параметров призабойной зоны пласта, в том числе порометрической кривой материала коллектора f(r), после чего выбирают оптимальные значения длительности импульса τ, плотности тока в импульсе j, скважности импульсов Q и общего времени обработки t для последующей импульсной электрообработки призабойной зоны, причем дополнительно определяют термобарические характеристики призабойной зоны - пластовое давление p0 и пластовую температуру Т0, после чего длительность импульса т определяют по формулеThis is achieved by the fact that in the method of increasing the permeability of the bottom-hole zone of the oil-bearing formation according to the invention, the geological and physical parameters of the bottom-hole zone of the formation are preliminarily determined, including the porometric curve of the reservoir material f (r), after which the optimal values of the pulse duration τ and current density in pulse j, duty cycle of pulses Q and the total processing time t for the subsequent pulsed electric treatment of the bottomhole zone, and the thermobaric characteristics are additionally determined eristiki bottom zone - the reservoir pressure p 0 and the formation temperature T 0, then the pulse width T is determined by the formula
где: χ - температуропроводность пластового флюида, м2/с,where: χ - thermal diffusivity of the formation fluid, m 2 / s,
χ=λв/(Св·ρв);χ = λ in / (C in · ρ in );
λв - коэффициент теплопроводности воды, Дж/(м·К·с);λ in - coefficient of thermal conductivity of water, J / (m · K · s);
Св - удельная теплоемкость воды, Дж/(кг·К);C in - specific heat of water, J / (kg · K);
ρв - плотность воды, кг/м3;ρ in - the density of water, kg / m 3 ;
rс - критический радиус протекания (м), определяемый из соотношенияr with - critical radius of the flow (m), determined from the ratio
плотность тока в импульсе j, определяемая по формулеpulse current density j determined by the formula
где: k=10 - коэффициент, учитывающий погрешности экспериментального определения параметров коллектора и флюида;where: k = 10 - coefficient taking into account the errors of the experimental determination of the parameters of the reservoir and fluid;
αрв - коэффициент изобарного температурного расширения воды, 1/К;α pb is the coefficient of isobaric thermal expansion of water, 1 / K;
βtв - коэффициент изотермической сжимаемости воды, 1/Па;β tv is the coefficient of isothermal compressibility of water, 1 / Pa;
σ* - предел прочности на раздавливание цементирующего вещества скелета коллектора, Па;σ * is the crushing strength of the cementing substance of the skeleton of the collector, Pa;
δв - удельная электропроводность воды, 1/(Ом·м);δ in - the electrical conductivity of water, 1 / (Ohm · m);
p0 - давление пластового флюида в призабойной зоне, Па;p 0 - reservoir fluid pressure in the bottomhole zone, Pa;
при этом скважность импульсного тока выбирают в диапазонеwherein the duty cycle of the pulse current is selected in the range
1≤Q≤2,1≤Q≤2,
а общее время проведения импульсной электрообработки устанавливают не превышающимand the total time of the pulsed electrical processing is set not exceeding
где: ω - количество импульсов,where: ω is the number of pulses,
ρн - плотность нефти, кг/м3;ρ n - oil density, kg / m 3 ;
Сн - удельная теплоемкость нефти, Дж/(кг·К);With n - specific heat of oil, J / (kg · K);
δн - удельная электропроводность нефти, 1/(Ом·м);δ n - electrical conductivity of oil, 1 / (Ohm · m);
Tсн - температура кипения нефти, К;T sn - the boiling point of oil, K;
Т0 - пластовая температура в призабойной зоне, К.T 0 - reservoir temperature in the bottomhole zone, K.
Сущность изобретения заключается в том, что выполнение предлагаемого способа вышеописанным образом позволяет достичь поставленный технический результат - повысить точность определения параметров импульсной электрообработки для увеличения абсолютной проницаемости призабойной зоны пласта при снижении энергопотребления и риска падения фазовой проницаемости по нефти.The essence of the invention lies in the fact that the implementation of the proposed method in the manner described above allows to achieve the technical result - to increase the accuracy of determining the parameters of pulsed electric processing to increase the absolute permeability of the bottomhole formation zone while reducing energy consumption and the risk of a drop in phase permeability for oil.
Сравнение предлагаемого способа с ближайшим аналогом позволяет утверждать, что выполняется критерий «новизна», а отсутствие отличительных признаков ближайших аналогов говорит о соответствии критерию «изобретательский уровень».Comparison of the proposed method with the closest analogue allows us to state that the criterion of "novelty" is fulfilled, and the absence of distinguishing features of the closest analogs indicates compliance with the criterion of "inventive step".
Предварительные испытания позволяют утверждать о возможности широкого промышленного использования.Preliminary tests suggest the possibility of wide industrial use.
Предлагаемый способ реализуется следующим образом.The proposed method is implemented as follows.
Предварительно определяют геолого-физические параметры призабойной зоны пласта, в том числе порометрической кривой материала коллектора f(r), после чего выбирают оптимальные значения длительности импульса τ, плотности тока в импульсе j, скважности импульсов Q и общего времени обработки t для последующей импульсной электрообработки призабойной зоны в установленном режиме.The geological and physical parameters of the bottom-hole formation zone are preliminarily determined, including the porometric curve of the reservoir material f (r), after which the optimal values of the pulse duration τ, current density in the pulse j, pulse duty cycle Q and the total processing time t for subsequent pulse electrical treatment of the bottom-hole are selected zones in the set mode.
Дополнительно определяют термобарические характеристики призабойной зоны - пластовое давление р0 и пластовую температуру Т0. После этого длительность импульса т определяют по формулеAdditionally determine the thermobaric characteristics of the bottom-hole zone - reservoir pressure p 0 and reservoir temperature T 0 . After that, the pulse duration m is determined by the formula
где: χ - температуропроводность пластового флюида, м2/с,where: χ - thermal diffusivity of the formation fluid, m 2 / s,
χ=λв/(Св·ρв);χ = λ in / (C in · ρ in );
λв - коэффициент теплопроводности воды, Дж/(м·К·с);λ in - coefficient of thermal conductivity of water, J / (m · K · s);
Св - удельная теплоемкость воды, Дж/(кг·К);C in - specific heat of water, J / (kg · K);
ρв - плотность воды, кг/м3;ρ in - the density of water, kg / m 3 ;
rс - критический радиус протекания (м), определяемый из соотношенияr with - critical radius of the flow (m), determined from the ratio
а плотность тока в импульсе j - по формулеand the current density in the pulse j is according to the formula
где: k=10 - коэффициент, учитывающий погрешности экспериментального определения параметров коллектора и флюида;where: k = 10 - coefficient taking into account the errors of the experimental determination of the parameters of the reservoir and fluid;
αрв - коэффициент изобарного температурного расширения воды, 1/К;α pb is the coefficient of isobaric thermal expansion of water, 1 / K;
βtв - коэффициент изотермической сжимаемости воды, 1/Па;β tv is the coefficient of isothermal compressibility of water, 1 / Pa;
σ* - предел прочности на раздавливание цементирующего вещества скелета коллектора, Па;σ * is the crushing strength of the cementing substance of the skeleton of the collector, Pa;
δв - удельная электропроводность воды, 1/(Ом·м);δ in - the electrical conductivity of water, 1 / (Ohm · m);
р0 - давление пластового флюида в призабойной зоне, Па.p 0 - reservoir fluid pressure in the bottomhole zone, Pa.
При этом скважность импульсного тока выбирают в диапазонеIn this case, the duty cycle of the pulse current is selected in the range
1≤Q≤2,1≤Q≤2,
а общее время проведения импульсной электрообработки устанавливают не превышающимand the total time of the pulsed electrical processing is set not exceeding
где: ω - количество импульсов,where: ω is the number of pulses,
ρн - плотность нефти, кг/м3;ρ n - oil density, kg / m 3 ;
Сн - удельная теплоемкость нефти, Дж/(кг·К);With n - specific heat of oil, J / (kg · K);
δн - удельная электропроводность нефти, 1/(Ом·м);δ n - electrical conductivity of oil, 1 / (Ohm · m);
Тсн - температура кипения нефти, К;T sn - the boiling point of oil, K;
Т0 - пластовая температура в призабойной зоне, К.T 0 - reservoir temperature in the bottomhole zone, K.
Таким образом, определяют термодинамические параметры каждой из фильтрующихся фаз - воды и нефти, а не усредненные параметры пластового флюида - смеси воды и нефти; длительность импульса определяют не по среднему радиусу поровых каналов rср, а по величине критического радиуса протекания rс, рассчитываемого через перколяционный инвариант (см. Селяков В.И., Кадет В.В. Перколяционные модели процессов переноса в микронеоднородных средах. - М., «1-й Топмаш», 2006); устанавливают термобарические характеристики призабойной зоны - пластовое давление р0 и пластовую температуру Т0 (технические средства для их определения - глубинные манометр и термометр), которые учитываются при определении плотности тока в импульсе j и общего времени проведения электрообработки t (чего ранее не было). Кроме того, также в отличие от прототипа в расчетах величины j используют термодинамические параметры водной фазы (индекс в), а в расчетах величины t - термодинамические параметры нефтяной фазы (индекс н).Thus, the thermodynamic parameters of each of the filtered phases — water and oil — are determined, and not the average parameters of the formation fluid — a mixture of water and oil; the pulse duration is determined not by the average radius of the pore channels r sr , but by the value of the critical flow radius r s calculated through the percolation invariant (see Selyakov V.I., Kadet V.V. Percolation models of transport processes in micro-inhomogeneous media. - M. , “1st Topmash”, 2006); establish the thermobaric characteristics of the bottom-hole zone - reservoir pressure p 0 and reservoir temperature T 0 (technical means for their determination - depth gauge and thermometer), which are taken into account when determining the current density in the pulse j and the total time of the electrical processing t (which was not previously). In addition, also, unlike the prototype, in the calculations of j, the thermodynamic parameters of the aqueous phase are used (index c), and in the calculations of t, the thermodynamic parameters of the oil phase (index n) are used.
Таким образом, в предложенном техническом решении достигается поставленный технический результат.Thus, in the proposed technical solution, the delivered technical result is achieved.
Claims (1)
где χ - температуропроводность пластового флюида, м2/c,
χ=λв/(Св·ρв);
λв - коэффициент теплопроводности воды, Дж/(м·К·с);
Св - удельная теплоемкость воды, Дж/(кг·К);
ρв - плотность воды, кг/м3;
rc - критический радиус протекания, м, определяемый из соотношения
плотность тока в импульсе j - по формуле
где k=10 - коэффициент, учитывающий погрешности экспериментального определения параметров коллектора и флюида;
αрв - коэффициент изобарного температурного расширения воды, 1/К;
βtв - коэффициент изотермической сжимаемости воды, 1/Па;
σ* - предел прочности на раздавливание цементирующего вещества скелета коллектора, Па;
δв - удельная электропроводность воды, 1/(Ом·м);
р0 - давление пластового флюида в призабойной зоне, Па;
при этом скважность импульсного тока выбирают в диапазоне 1≤Q≤2,
а общее время проведения импульсной электрообработки устанавливают непревышающим
где ω - количество импульсов;
ρн - плотность нефти, кг/м3;
Сн - удельная теплоемкость нефти, Дж/(кг·К);
δн - удельная электропроводность нефти, 1/(Ом·м);
Тсн - температура кипения нефти, К;
Т0 - пластовая температура в призабойной зоне, К. A method of increasing the permeability of the bottom-hole zone of the oil-bearing formation, characterized in that the geological and physical parameters of the bottom-hole zone of the formation are preliminarily determined, including the porometric curve of the reservoir material f (r), after which the optimal values of the pulse duration τ, current density j, the duty cycle of pulses Q and the total processing time t for the subsequent pulsed electric treatment of the bottomhole zone, moreover, the thermobaric characteristics of the bottomhole are determined zones - the reservoir pressure p 0 and the formation temperature T 0, then the pulse duration τ is determined by the formula
where χ is the thermal diffusivity of the formation fluid, m 2 / s,
χ = λ in / (C in · ρ in );
λ in - coefficient of thermal conductivity of water, J / (m · K · s);
C in - specific heat of water, J / (kg · K);
ρ in - the density of water, kg / m 3 ;
r c is the critical flow radius, m, determined from the relation
pulse current density j - according to the formula
where k = 10 is a coefficient taking into account the errors of the experimental determination of the parameters of the reservoir and fluid;
α pb is the coefficient of isobaric thermal expansion of water, 1 / K;
β tv is the coefficient of isothermal compressibility of water, 1 / Pa;
σ * is the crushing strength of the cementing substance of the skeleton of the collector, Pa;
δ in - the electrical conductivity of water, 1 / (Ohm · m);
p 0 - reservoir fluid pressure in the bottomhole zone, Pa;
wherein the duty cycle of the pulse current is selected in the range 1≤Q≤2,
and the total time of the pulsed electrical processing is set to not exceeding
where ω is the number of pulses;
ρ n - oil density, kg / m 3 ;
With n - specific heat of oil, J / (kg · K);
δ n - electrical conductivity of oil, 1 / (Ohm · m);
T sn - the boiling point of oil, K;
T 0 - reservoir temperature in the bottomhole zone, K.
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010103758/03A RU2426869C1 (en) | 2010-02-05 | 2010-02-05 | Procedure for increase of permeability of bottomhole zone of oil-bearing bed |
| PCT/RU2011/000016 WO2011096845A1 (en) | 2010-02-05 | 2011-01-18 | Method for enhancing the permeability of the bottom hole region of an oil-bearing formation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010103758/03A RU2426869C1 (en) | 2010-02-05 | 2010-02-05 | Procedure for increase of permeability of bottomhole zone of oil-bearing bed |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2426869C1 true RU2426869C1 (en) | 2011-08-20 |
Family
ID=44355639
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010103758/03A RU2426869C1 (en) | 2010-02-05 | 2010-02-05 | Procedure for increase of permeability of bottomhole zone of oil-bearing bed |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2426869C1 (en) |
| WO (1) | WO2011096845A1 (en) |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU1319660C (en) * | 1985-02-28 | 1995-12-20 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method for treatment of bottom-hole zone of formations nonuniform in permeability |
| RU2162512C1 (en) * | 2000-04-21 | 2001-01-27 | Закрытое акционерное общество "ЭГИДА" | Method of increasing oil-gas formation productivity |
| RU2208146C1 (en) * | 2002-06-21 | 2003-07-10 | Васнева Галина Ивановна | Method of increase of permeability of oil-bearing formation bottomhole zone |
| US20070102152A1 (en) * | 2005-09-20 | 2007-05-10 | Alphonsus Forgeron | Recovery of hydrocarbons using electrical stimulation |
-
2010
- 2010-02-05 RU RU2010103758/03A patent/RU2426869C1/en active
-
2011
- 2011-01-18 WO PCT/RU2011/000016 patent/WO2011096845A1/en active Application Filing
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2011096845A1 (en) | 2011-08-11 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN105046006B (en) | A kind of shale gas reservoir horizontal well multistage productivity of fractured Forecasting Methodology and device | |
| CN102645396B (en) | Test method for improving coal rock permeability and device thereof | |
| CN104500016B (en) | Utilize the new method of shale gas reservoir pressing crack construction pressure drop segment data analysis reservoir properties | |
| CN107420078B (en) | Physical simulation method and device for influence of rock stress sensitivity on steam flooding oil displacement efficiency | |
| CN110472372B (en) | Dual-medium-based permeability prediction method and system | |
| RU2016134036A (en) | INDICES OF STRUCTURAL DIFFERENCE OF UPPER ZONES OF FILLING THE ORDOVICIAN Limestone AND METHOD FOR DETERMINING THEM | |
| CN103321621B (en) | Viscous crude wedge shape viscosity slug oil displacement method | |
| RU2494242C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit using in-situ combustion | |
| CN106194135B (en) | Circulation pre-heating mean and device during dual horizontal well steam assisted gravity drainage | |
| WO2011001792A1 (en) | Method and equipment for dissociation of methane hydrate | |
| CN103334725A (en) | Method and device for evaluating low permeability reservoir displacement effectiveness | |
| RU2426869C1 (en) | Procedure for increase of permeability of bottomhole zone of oil-bearing bed | |
| CN103884738A (en) | Method for evaluating terrestrial heat single-well stratum thermal property distribution | |
| CN107169684A (en) | Commingling production oil reservoir determines the development behavior computational methods under liquid measure working condition | |
| CN106761630A (en) | Reservoir heating, recovery method and device | |
| CN111553052A (en) | Method for determining invalid repeated heating area range and heat consumption proportion after high-cycle throughput | |
| CN108756837B (en) | Water injection well profile control and flooding method | |
| RU2476669C1 (en) | Method for determining filtration parameters of formation | |
| CN106050204B (en) | A kind of heavy crude heat extraction analogy method for considering the temperature sensitive effect of pore space compressibility of rock | |
| CN110827166B (en) | Method for adjusting optimal steam injection speed in steam drive exploitation of heavy oil reservoir | |
| Motealleh et al. | Wettability Alteraion and Imbibition Effects in Steam Recovery from Matrix Blocks in Fractured Reservoirs | |
| RU2565613C1 (en) | Method of oil pay development by horizontal and vertical wells using interbedding burning | |
| Korolev et al. | Modeling of the suffosion cavities development in bitumen saturated sandstones of Ashalchinskoye deposit under SAGD technology application (Russian) | |
| RU2645692C1 (en) | Method for determining profile of fluid influx in multi-pay well | |
| RU2007104596A (en) | METHOD FOR DETERMINING PARAMETERS OF CRACK HYDRAULIC FRACTURE (OPTIONS) |