RU2513895C1 - Способ разработки нефтяных залежей - Google Patents
Способ разработки нефтяных залежей Download PDFInfo
- Publication number
- RU2513895C1 RU2513895C1 RU2012154608/03A RU2012154608A RU2513895C1 RU 2513895 C1 RU2513895 C1 RU 2513895C1 RU 2012154608/03 A RU2012154608/03 A RU 2012154608/03A RU 2012154608 A RU2012154608 A RU 2012154608A RU 2513895 C1 RU2513895 C1 RU 2513895C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- zones
- rocks
- carried out
- wells
- oil deposits
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области нефтяной промышленности, а именно к разработке нефтяных залежей, и может использоваться при проведении геолого-технических мероприятий по увеличению добычи нефти. Техническим результатом является повышение надежности и эффективности разработки нефтяных залежей. Способ включает бурение скважин, проведение геолого-промысловых и геофизических исследований скважин (ГИС), лабораторные исследования свойств пород, интерпретацию ГИС, расчленение залежи на участки с характерными геологическими и фильтрационными характеристиками и построение карты, с выделением зон пород-коллекторов с повышенной проницаемостью. Из поисково-разведочных и эксплуатационных скважин извлекают образцы керна, по которым дополнительно измеряют водородосодержание твердой фазы керна, определяют относительную амплитуду естественных электрических потенциалов, определяют значения отношения водородосодержания твердой фазы к относительной амплитуде естественных электрических потенциалов, то есть лито- фациальный параметр. Затем строят карту изменения лито-фациального параметра в пределах территории распространения залежи углеводородов. На карте проводят изолинии граничных значений лито- фациального параметра, по которым выделяют зоны пород с высоким и низким фильтрационным потенциалом. Причем в зонах пород с высоким фильтрационным потенциалом осуществляют горизонтальное бурение скважин с последующим созданием равномерного фронта вытеснения нефти, а в зонах пород с низким фильтрационным потенциалом осуществляют углубленную кумулятивную перфорацию, ориентированную в соответствии с направлением вектора напряженности породы с последующим гидроразрывом пласта, обеспечивающим разветвленную систему трещин заданной длины. 7 з.п.ф-лы, 2 ил.
Description
Предлагаемое изобретение относится к области нефтяной промышленности, а именно к разработке нефтяных залежей, и может использоваться при проведении геолого-технических мероприятий по увеличению добычи нефти.
Известен способ контроля за разработкой нефтяных залежей с помощью построения карт остаточных нефтяных толщин, включающий проведение геолого-промысловых исследований скважин и лабораторных исследований свойств пластовых флюидов и пористых сред, проведения текущих исследований добывающих и нагнетательных скважин с последующим построением карт начальных нефтенасыщенных толщин [1].
Недостатком данного данного способа является отсутствие учета особенностей в породах-коллекторах глинистого цемента. При одной и той же пористости, как указано в известном способе, проницаемость может быть резко дифференцирована в зависимости от соотношения содержания глинистых минералов, а также способ не учитывает распределение фильтрационных характеристик пород-коллекторов.
Наиболее близким техническим решением к заявляемому изобретению является способ контроля за разработкой нефтяных залежей, включающий проведение геолого-промысловых, геофизических исследований свойств пластовых флюидов и пористых сред, интерпретацию материалов геофизических исследований скважин (ГИС), расчленение нефтяной залежи на участки с характерными геологическими и фильтрационными характеристиками, включая контрольные исследования скважин, построение карты, по которой выделяют зоны с повышенной проницаемостью [2].
Недостатком данного способа является низкая достоверность и эффективность вследствие того, что в данном способе не учитываются особенности геологического строения, распределение фильтрационных характеристик пластов-коллекторов в связи с минералогическим составом их глинистостого цемента.
Предлагаемое изобретение устраняет указанные недостатки и повышает эффективность разработки нефтяных залежей посредством обоснованного выбора проведения геолого-технических мероприятий.
Поставленный технический результат достигается тем, что в способе разработки нефтяных залежей включающем проведение геолого-промысловых и геофизических исследований скважин (ГИС), лабораторных исследований свойств пород, интерпретацию ГИС, расчленение залежи на участки с характерными геологическими и фильтрационными характеристиками и построение карты с выделением зон пород-коллекторов с повышенной проницаемостью, из поисково-разведочных и эксплуатационных скважин извлекают образцы керна, определяют относительную амплитуду естественных электрических потенциалов, определяют значения отношения водородосодержания твердой фазы к относительной амплитуде естественных электрических потенциалов, то есть лито-фациальный параметр, строят карту изменения лито-фациального параметра в пределах территории распространения залежи углеводородов, на карте проводят изолинии граничных значений лито-фациального параметра, по которым выделяют зоны пород с высоким и низким фильтрационным потенциалом, при этом в зонах пород с высоким фильтрационным потенциалом осуществляют горизонтальное бурение скважин с последующим созданием равномерного фронта вытеснения нефти, а в зонах пород с низким фильтрационным потенциалом осуществляют углубленную кумулятивную перфорацию, ориентированную в соответствии с направлением вектора напряженности пород с последующим гидроразрывом пласта, обеспечивающим разветвленную систему трещин заданной длины, при значениях лито-фациального параметра Wтв/αпс от 0,1-0,25 выделяют зоны пород с высоким фильтрационным потенциалом, при значениях лито-фациального параметра Wтв/αпс от 0,25-0,35 выделяют зоны пород с низким фильтрационным потенциалом, равномерный фронт вытеснения нефти осуществляют закачкой лигнокауста, закачкой взаимных растворителей в составе кислотных композиций, закачку взаимных растворителей в составе кислотных композиций осуществляют в динамическом режиме, углубленную кумулятивную перфорацию осуществляют кумулятивным зарядом с использованием реактивного эффекта плазменной струи, например зарядом DPEX (GH), углубленную кумулятивную перфорацию осуществляют зарядом с большим диаметром пробития эксплуатационной колонны, например зарядом BIG HOLE.
Сопоставительный анализ существенных признаков предлагаемого решения и прототипа позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого изобретения критерию "новизна".
Заявляемое изобретение отвечает критерию "изобретательский уровень", так как явно не вытекает из известного уровня техники.
Предлагаемый способ характеризуется чертежами, где на фиг.1 представлена карта изменения лито-фациального параметра Wтв/αпс, на которой 1 - обозначены (двойным штрихом) зоны пород-коллекторов с высоким фильтрационным потенциалом, 2 - обозначены (одинарным штрихом) зоны пород-коллекторов с низким фильтрационным потенциалом;
на фиг.2 представлена схема обоснования геолого-технических мероприятий по выбору способа разработки нефтяных залежей; в таблице представлены результаты применения углубленной ориентированной перфорации с последующим гидроразрывом пласта.
При разработке нефтяных залежей необходимо использовать показатели качества породы-коллектора, определяемые его фильтрационно-емкостными характеристиками, неоднордностью строения и слоистостью, гидравлической связью скажины-пласта, напряжением в пласте и многими другими факторами. Таким образом, существенным являются как петрофизические оценки, так и понимание характеристик потока флюидов и геохимических свойств породы. При разработке нефтяных залежей необходимо учитывать фильтрационно-емкостные характеристики пород.
Предложен способ разработки нефтяных залежей, при котором по данным методов нейтронного, гамма-гамма плотностного и метода естественных электрических потенциалов (ПС) по образцам керна для конкретного геологического пласта определяют лито-фациальный параметр - отношение водородосодержания твердой фазы к относительной амплитуде естественных электрических потенциалов (Wтв/αпс), для чего измеряют водородосодержание твердой фазы и определяют относительную амплитуду естественных электрических потенциалов, определяют значения отношения водородосодержания твердой фазы к относительной амплитуде естественных электрических потенциалов. По известным программам картопостроения строят карту изменения лито-фациального параметра (Wtb /апс), на которой выделяют зоны распространения зон пород-коллекторов. На карте проводят изолинии указанного параметра, соответствующие его граничным значениям при разделении пород - коллекторов на зоны распространения коллекторов с высоким фильтрационным потенциалом (ВФП) и низким фильтрационным потенциалом (НФП). В зонах развития пород-коллекторов с высоким фильтрационным потенциалом осуществляют бурение горизонтальных скважин, в которых применяют методы повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации притоков жидкости из скважин, направленных на создание равномерного фронта вытеснения нефти, например, закачка ПАВ, обеспечивающего максимальный коэффициент охвата выработкой продуктивных пластов. В зонах с низким фильтрационным потенциалом производят перфорацию и гидроразрыв пласта.
Для зон преимущественного распространения пород-коллекторов с преобладанием классов пород с высоким фильтрационным потенциалом, для которых характерно фронтальное вытеснение нефти, создают условия для формирования зон стягивания. Формируют блочно-замкнутые или рядные системы разработки, избегают перекомпенсации отбора закачкой, поддерживают давление нагнетания на оптимальном уровне, не допускающем неконтролируемого оттока нефти в заводненные зоны, за контур пласта или создания техногенных трещин в интервалах превышения давления нагнетания над давлением раскрытия трещин. В зонах распространения такого класса коллекторов необходимо бурение горизонтальных скважин, применение методов повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации притоков жидкости из скважин, то есть методов, направленных на создание равномерного фронта вытеснения, обеспечивающего максимальный коэффициент охвата выработкой продуктивных пластов (фиг.2).
Равномерный фронт вытеснения нефти создают с использованием взаимных растворителей. Взаимные растворители могут быть введены непосредственно в состав кислотных композиций в качестве буферных жидкостей при закачке кислоты в пласт. Использование взаимных растворителей придает кислотной композиции комплекс положительных свойств, а именно удаляет водные барьеры и рыхлосвязанную воду и облегчает вынос продуктов реакции из пласта.
Фильтрационные исследования на естественных кернах показали, что использование обычных кислотных композиций с высоким содержанием соляной и плавиковой кислот, включающее их выдержку на реакцию с породой, сопровождается снижением фазовой проницаемости пористой среды по нефти. В то же время закачка в динамическом режиме предложенных высокотемпературных кислотных составов, а также буферных жидкостей на основе взаимных растворителей оказывает положительное воздействие и приводит к увеличению проницаемости моделей пласта.
Для коллекторов с высоким фильтрационным потенциалом особенно важно уже на начальных стадиях разработки применение методов, обеспечивающих выравнивание фронта вытеснения нефти и способствующих повышению коэффициента охвата вытеснения, что в конечном итоге обеспечивает рост конечного коэффициента нефтеотдачи пластов.
Одним из методов, позволяющих решить задачу выравнивания фронта вытеснения нефти и повышения коэффициента охвата, является закачка лигнокауста.
Принципиально иной механизм вытеснения нефти, обеспечивающий эффективное извлечение углеводородов из коллекторов, представленных преимущественно породами с низким фильтрационным потенциалом.
Исследования лито-фациальных, фильтрационно-емкостных и физико- динамических характеристик свидетельствует о том, что коллекторы с низким фильтрационным потенциалом характеризуются низким объемом эффективной и динамической пористости и предполагают необходимость внедрения методов, позволяющих искусственно увеличить эти параметры пласта, создать разветвленную сеть высокопроницаемых каналов, которые станут питающей средой для притоков нефти, поступающей в трещины из поровой матрицы за счет капиллярной пропитки.
В коллекторах такого типа, при проведении больше объемных гидроразрывов, зачастую возникают проблемы геолого-технического характера, которые не позволяют достичь необходимого объема закачки проппанта в пласт и соответственно достижения требуемых продуктивных характеристик скважин. Связано это с резким увеличением давления закачки проппанта вследствие значительных фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне пласта.
Такая проблема требует повышения качества управления гидроразрывом пласта, что может заключаться в проведении перед гидроразрывом специальных видов перфорации, позволяющих соблюдать расчетные параметры закачки проппанта, необходимые для создания в пласте трещин необходимых геометрических размеров.
Такими видами перфорации, обеспечивающей проведение управляемого гидроразрыва пласта, являются:
- проведение перфорации зарядами BIG HOL для получения отверстий большого диаметра в эксплуатационной колонне, что позволяет снизить фильтрационное сопротивление при закачке проппанта в пласт;
- проведение перфорации, ориентированной в соответствии с направлением вектора напряженности пород, что позволяет улучшить геометрию движения проппанта в призабойной зоне пласта и, тем самым, снизить фильтрационные сопротивления и обеспечить управляемость гидроразрыва пласта (фиг.2).
Сравнительные результаты применения перед гидроразрывом пласта указанных методов перфорации дают возможность эффективного управления с их помощью процессов гидроразрыва пласта (таблица).
Главным показателем эффективности при этом являются даже не достигнутые показатели массы закачиваемого реагента и дебита жидкости скважин после проведения гидроразрыва пласта, а низкий уровень давления в конце продавки проппанта (буфера), что свидетельствует о потенциальной возможности обеспечить дальнейшую закачку проппанта в случае технологической необходимости.
Принцип действия таких зарядов основан на использовании в лайнере кумулятивного заряда вместо ряда металлических компонентов, применявшихся традиционно, специального состава, который при взаимодействии с частицами, образующими в перфорационном стволе несгораемые остатки лайнера ("пест"), провоцируют бурную химическую реакцию с большим выделением газовой смеси высокого давления. В результате этого образующаяся плазменная струя приводит к разрушению породы вокруг перфорационного канала, образованию обширной зоны трещиноватости. Помимо этого специальная технология, применяемая при производстве заряда, позволяет достигать стабилизации диаметра перфорационного канала на всем его протяжении, что позволяет существенно увеличить площадь соприкосновения очищенного перфорационного канала с неповрежденным коллектором.
Кроме того, в результате реактивного эффекта, вызванного образованием газовой смеси высокого давления при перфорации зарядами класса good hole (GH) DPEX, происходит интенсивная очистка перфорационного канала от продуктов сгорания. В результате площадь удельной открытой поверхности перфорационного канала в 1,5-2 раза превышает аналогичное значение, достигаемое при обычной перфорации. Перфорация типа DPEX (GH) не только создает практически идеальные условия для гидроразрыва пласта, но и заменяет собой перфорацию на депрессии.
Таким образом, основной задачей разработки продуктивных пластов с преобладающим содержанием пород-коллекторов класса с низким фильтрационным потенциалом является создание с использованием гидроразрыва пласта, разветвленной системы трещин оптимальной длины. Для проведения управляемого гидроразрыва пласта необходимо осуществить перфорацию эксплуатационной колонны кумулятивными зарядами BIG HOLE с большим диаметром пробития эксплуатационной колонны, ориентированную перфорацию в соответствии с направлениями основных напряжений горной породы, с применением зарядов с реактивным эффектом, позволяющими получить новое качество перфорационных каналов, обеспечивающих значительное увеличение площади контакта перфорационного канала с породами продуктивного пласта.
Способ осуществляют следующим образом. Бурят поисково-разведочные и эксплуатационные скважины. Проводят в указанных скважинах комплекс ГИС, предусмотренный геолого-технологическим нарядом. Осуществляют комплексную обработку и интерпретацию данных ГИС, измеряют Wтв, определяют αпс, для чего используют (петрофизический) лито-фациальный параметр - отношение водородосодержания твердой фазы (Wтв) породы к относительной амплитуде метода естественных электрических потенциалов (αпс). По результатам обработки и интерпретации по известной методике перед воздействием на пласты дополнительно выделяют классы пород - коллекторов по содержанию каолинита в глинистом цементе. Содержание каолинита и указанный параметр связаны с проницаемостью терригенных пород-коллекторов, что позволяет разделить породы-коллекторы по фильтрационно-емкостным характеристикам. Выделяют группы пород-коллекторов с высоким и низким фильтрационным потенциалом. Выделяют породы - коллекторы с высоким фильтрационным потенциалом при содержании в породе каолинита от 45 до 100% и при Wтв/αпс от 0,1-0,25 и породы-коллекторы с низкими фильтрационным потенциалом при содержании каолинита менее 45% и при Wтв/αпс от 0,25-0,35. По данным методов нейтронного, гамма-гамма плотностного и метода естественных электрических потенциалов (ПС) в выборочных скважинах для конкретного геологического пласта рассчитывается параметр Wтв/αпс.
По известным программам картопостроения, строят карту изменения лито-фациального параметра Wтв/αпс, на которой выделяют зоны распространения групп пород-коллекторов. На карте проводят изолинии указанного параметра, соответствующие его граничным значениям при разделении пород-коллекторов на группы. Выделяют зоны развития пород - коллекторов с высоким и низким фильтрационным потенциалом (фиг.3). В зонах развития коллекторов с высоким фильтрационным потенциалом осуществляют бурение горизонтальных скважин и создание равномерного фронта вытеснения нефти, например, закачкой ПАВ, обеспечивающего максимальный коэффициент охвата выработкой продуктивных пластов.
Такие составы на основе взаимных растворителей испытаны на четырех скважинах Лас-Еганского и Покамасовского месторождений при обработке призабойной зоны пластов ЮВ1, а также девяти добывающих из пятнадцати скважин Пермяковской группы месторождений. Результаты свидетельствуют о 2,2-3,5-кратном увеличении коэффициентов продуктивности обработанных скважин и значительных приростах дебетов в добывающих и приемистости в нагнетательных скважинах в юрских коллекторах.
В рамках исследований была проведена закачка лигнокауста в нагнетательные скважины пласта ЮВ1 Кошильского месторождения с целью выравнивания профиля приемистости.
В результате проведенных работ дополнительная добыча нефти составила 14,4 тыс. тонн. На одну тонну использованных химических реагентов приходится 348 тонн дополнительно добытой нефти, средний прирост дебита нефти по всему фонду скважин составил 1, 7 тонн/сутки.
В зонах развития коллекторов с низким фильтрационным потенциалом бурят эксплуатационные скважины, в которых проводят управляемый гидроразрыв пласта с предварительной углубленной перфорацией. Перед гидроразрывом пласта проводят специальные виды перфорации, позволяющие соблюдать расчетные параметры закачки проппанта, с целью создания в пласте трещин необходимых геометрических размеров, а именно:
- проведение перфорации зарядами BIG HOLE для получения отверстий большого диаметра в эксплуатационной колонне, что позволяет снизить фильтрационное сопротивление при закачке проппанта в пласт;
- проведение перфорации, ориентированной в соответствии с направлением вектора напряженности пород, что позволяет улучшить геометрию движения проппанта в призабойной зоне пласта и, тем самым, снизить фильтрационное сопротивление и обеспечить управляемость гидроразрыва пласта.
Пример конкретного выполнения предлагаемого способа демонстрируется углубленной и ориентированной перфорацией с последующим гидроразрывом пласта в коллекторах преимущественно пластов АВ Самотлорского месторождения. В таблице приведены усредненные результаты по более чем пятидесяти скважинам. Как видно из таблицы, средний дебит последовательно увеличивается: обычный гидроразрыв пласта - 71,7 м/сут, гидроразрыв пласта с предварительной углубленной перфорацией - 82,8 м/сут, гидроразрыв пласта с предварительной углубленной и ориентированной перфорацией - 115 м/сут. Работы проводились преимущественно в коллекторах с низким фильтрационным потенциалом.
Предлагаемый способ позволяет повысить надежность и эффективность разработки нефтяных залежей вследствие учета геологического строения и распределения фильтрационных характеристик пород-коллекторов.
Источники информации
1. Патент РФ №2122107, кл. E21B 43/20, опубл. в 1998 г.
2. Патент РФ №2119583, кл. E21B 49/00, опубл. в 1998 г. - прототип.
| Таблица | ||||
| № | Показатели | ГРП | ГРП с BIG | ГРП с BIG HOLE и |
| п/п | HOLE | ориентированной перфорацией | ||
| 1 | Масса закачанного с поверхности проппанта (кг) | 34,0 | 35,3 | 35,6 |
| 2 | Полудлина созданной трещины (м) | 48,7 | 52,0 | |
| 3 | Давление в конце буфера | 238 | 161 | 84 |
| 4 | Дебит жидкости, м3/сут | 71,7 | 82,8 | 115 |
Claims (8)
1. Способ разработки нефтяных залежей, включающий бурение скважин, проведение геолого-промысловых и геофизических исследований скважин (ГИС), лабораторные исследования свойств пород, интерпретацию ГИС, расчленение залежи на участки с характерными геологическими и фильтрационными характеристиками и построение карты, с выделением зон пород-коллекторов с повышенной проницаемостью, отличающийся тем, что из поисково-разведочных и эксплуатационных скважин извлекают образцы керна, по которым дополнительно измеряют водородосодержание твердой фазы керна, определяют относительную амплитуду естественных электрических потенциалов, определяют значения отношения водородосодержания твердой фазы к относительной амплитуде естественных электрических потенциалов, то есть лито-фациальный параметр, строят карту изменения лито-фациального параметра в пределах территории распространения залежи углеводородов, на карте проводят изолинии граничных значений лито-фациального параметра, по которым выделяют зоны пород с высоким и низким фильтрационным потенциалом, при этом в зонах пород с высоким фильтрационным потенциалом осуществляют горизонтальное бурение скважин с последующим созданием равномерного фронта вытеснения нефти, а в зонах пород с низким фильтрационным потенциалом осуществляют углубленную кумулятивную перфорацию, ориентированную в соответствии с направлением вектора напряженности породы с последующим гидроразрывом пласта, обеспечивающим разветвленную систему трещин заданной длины.
2. Способ разработки нефтяных залежей по п.1, отличающийся тем, что при значениях лито-фациального параметра Wтв/αпс от 0,1-0,25 выделяют зоны пород с высоким фильтрационным потенциалом.
3. Способ разработки нефтяных залежей по п.1, отличающийся тем, что при значениях лито-фациального параметра Wтв/αпс от 0,25-0,35 выделяют зоны пород с низким фильтрационным потенциалом.
4. Способ разработки нефтяных залежей по п.1, отличающийся тем, что равномерный фронт вытеснения нефти осуществляют закачкой лигнокауста.
5. Способ разработки нефтяных залежей по п.1, отличающийся тем, что равномерный фронт вытеснения нефти осуществляют закачкой взаимных растворителей в составе кислотных композиций.
6. Способ разработки нефтяных залежей по п.5, отличающийся тем, что закачку взаимных растворителей в составе кислотных композиций осуществляют в динамическом режиме.
7. Способ разработки нефтяных залежей по п.1, отличающийся тем, что углубленную кумулятивную перфорацию осуществляют кумулятивным зарядом с использованием реактивного эффекта плазменной струи, например зарядом DPEX (GH).
8. Способ разработки нефтяных залежей по п.1, отличающийся тем, что углубленную кумулятивную перфорацию осуществляют зарядом с большим диаметром пробития эксплуатационной колонны, например BIG HOL.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012154608/03A RU2513895C1 (ru) | 2012-12-14 | 2012-12-14 | Способ разработки нефтяных залежей |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012154608/03A RU2513895C1 (ru) | 2012-12-14 | 2012-12-14 | Способ разработки нефтяных залежей |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2513895C1 true RU2513895C1 (ru) | 2014-04-20 |
Family
ID=50481143
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012154608/03A RU2513895C1 (ru) | 2012-12-14 | 2012-12-14 | Способ разработки нефтяных залежей |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2513895C1 (ru) |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106368678A (zh) * | 2015-07-22 | 2017-02-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 用于缝洞型油藏试验的方法 |
| CN106443823A (zh) * | 2016-09-06 | 2017-02-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种碳酸盐岩沥青储层测井识别方法 |
| CN106990448A (zh) * | 2017-04-05 | 2017-07-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种海相碎屑岩水平井隔夹层测井解释方法及装置 |
| RU2655310C1 (ru) * | 2017-08-04 | 2018-05-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ определения эффективности гидравлического разрыва пласта скважины |
| CN108535161A (zh) * | 2018-03-10 | 2018-09-14 | 东北石油大学 | 对基质-高渗条带岩心进行充分饱和油后进行驱替实验的方法 |
| RU2721619C1 (ru) * | 2019-06-13 | 2020-05-21 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2737620C1 (ru) * | 2020-05-25 | 2020-12-01 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ мониторинга и оптимизации разработки залежи нефти |
| RU2777820C1 (ru) * | 2021-08-02 | 2022-08-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Тюменский нефтяной научный центр" (ООО "ТННЦ") | Способ разработки нефтяной залежи |
| CN115901386A (zh) * | 2022-11-21 | 2023-04-04 | 中国石油大学(华东) | 一种研判含气煤层裂隙内微粒运-堵过程的方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2119583C1 (ru) * | 1997-04-07 | 1998-09-27 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Способ контроля за разработкой нефтяных залежей |
| US6691037B1 (en) * | 2002-12-12 | 2004-02-10 | Schlumberger Technology Corporation | Log permeability model calibration using reservoir fluid flow measurements |
| RU2255358C1 (ru) * | 2004-07-15 | 2005-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Инжиниринговый центр" | Способ геофизической разведки для выявления нефтегазопродуктивных типов геологического разреза в трехмерном межскважинном пространстве |
| RU2313668C1 (ru) * | 2006-03-10 | 2007-12-27 | Открытое акционерное общество "Объединенная энергетическая группа "Петросервис" | Способ проводки ствола горизонтальной скважины на основе геологических исследований |
| RU2419111C2 (ru) * | 2009-07-03 | 2011-05-20 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Западно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии и геофизики" (ФГУП "ЗапСибНИИГГ") | Способ определения проницаемости терригенных пород-коллекторов |
| RU2418948C1 (ru) * | 2009-10-07 | 2011-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Фация" | Способ проведения геологических исследований скважин |
-
2012
- 2012-12-14 RU RU2012154608/03A patent/RU2513895C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2119583C1 (ru) * | 1997-04-07 | 1998-09-27 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Способ контроля за разработкой нефтяных залежей |
| US6691037B1 (en) * | 2002-12-12 | 2004-02-10 | Schlumberger Technology Corporation | Log permeability model calibration using reservoir fluid flow measurements |
| RU2255358C1 (ru) * | 2004-07-15 | 2005-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Инжиниринговый центр" | Способ геофизической разведки для выявления нефтегазопродуктивных типов геологического разреза в трехмерном межскважинном пространстве |
| RU2313668C1 (ru) * | 2006-03-10 | 2007-12-27 | Открытое акционерное общество "Объединенная энергетическая группа "Петросервис" | Способ проводки ствола горизонтальной скважины на основе геологических исследований |
| RU2419111C2 (ru) * | 2009-07-03 | 2011-05-20 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Западно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии и геофизики" (ФГУП "ЗапСибНИИГГ") | Способ определения проницаемости терригенных пород-коллекторов |
| RU2418948C1 (ru) * | 2009-10-07 | 2011-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Фация" | Способ проведения геологических исследований скважин |
Cited By (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106368678A (zh) * | 2015-07-22 | 2017-02-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 用于缝洞型油藏试验的方法 |
| CN106443823A (zh) * | 2016-09-06 | 2017-02-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种碳酸盐岩沥青储层测井识别方法 |
| CN106443823B (zh) * | 2016-09-06 | 2018-11-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种碳酸盐岩沥青储层测井识别方法 |
| CN106990448A (zh) * | 2017-04-05 | 2017-07-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种海相碎屑岩水平井隔夹层测井解释方法及装置 |
| CN106990448B (zh) * | 2017-04-05 | 2018-11-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种海相碎屑岩水平井隔夹层测井解释方法及装置 |
| RU2655310C1 (ru) * | 2017-08-04 | 2018-05-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ определения эффективности гидравлического разрыва пласта скважины |
| CN108535161A (zh) * | 2018-03-10 | 2018-09-14 | 东北石油大学 | 对基质-高渗条带岩心进行充分饱和油后进行驱替实验的方法 |
| CN108535161B (zh) * | 2018-03-10 | 2020-09-22 | 东北石油大学 | 对基质-高渗条带岩心进行充分饱和油后进行驱替实验的方法 |
| RU2721619C1 (ru) * | 2019-06-13 | 2020-05-21 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2737620C1 (ru) * | 2020-05-25 | 2020-12-01 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ мониторинга и оптимизации разработки залежи нефти |
| RU2777820C1 (ru) * | 2021-08-02 | 2022-08-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Тюменский нефтяной научный центр" (ООО "ТННЦ") | Способ разработки нефтяной залежи |
| CN115901386A (zh) * | 2022-11-21 | 2023-04-04 | 中国石油大学(华东) | 一种研判含气煤层裂隙内微粒运-堵过程的方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2513895C1 (ru) | Способ разработки нефтяных залежей | |
| CN105952427B (zh) | 一种低渗透油藏注水诱导裂缝的预测与评价方法 | |
| RU2548636C2 (ru) | Способ отслеживания перемещения обрабатывающей жидкости в продуктивном пласте | |
| RU2315863C2 (ru) | Способ исследования и разработки многопластового месторождения углеводородов | |
| RU2496001C1 (ru) | Способ разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта | |
| RU2291955C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| Sevastianov et al. | Production prospects of hard-to-recover oil reserves on the territory of Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug-Yugra | |
| RU2683453C1 (ru) | Способ повышения эффективности разработки слабопроницаемых нефтяных коллекторов | |
| RU2513791C1 (ru) | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта | |
| RU2326234C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2135750C1 (ru) | Способ разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта | |
| RU2743478C1 (ru) | Способ добычи трудноизвлекаемого туронского газа | |
| CN109142676A (zh) | 一种利用测井渗透率进行地层有效裂缝的识别方法 | |
| Ge et al. | Construction of an efficient development mode for buried-hill fractured reservoirs in Bohai Bay | |
| RU2513955C1 (ru) | Способ разработки слоистой нефтяной залежи | |
| RU2513216C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2456431C1 (ru) | Способ изоляции водопритока | |
| RU2342523C2 (ru) | Способ реализации вертикального заводнения нефтяной залежи | |
| RU2526037C1 (ru) | Способ разработки трещиноватых коллекторов | |
| RU2655310C1 (ru) | Способ определения эффективности гидравлического разрыва пласта скважины | |
| CN110185443B (zh) | 一种注水保压的取样方法 | |
| RU2486337C1 (ru) | Способ определения продуктивности пласта в процессе бурения скважины | |
| RU2662724C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором | |
| RU2285794C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2242594C1 (ru) | Способ разработки литологически экранированной нефтенасыщенной линзы одной скважиной |