RU2526430C1 - Development of low-permeability oil pools by horizontal wells with maintenance of seam pressure - Google Patents
Development of low-permeability oil pools by horizontal wells with maintenance of seam pressure Download PDFInfo
- Publication number
- RU2526430C1 RU2526430C1 RU2013145725/03A RU2013145725A RU2526430C1 RU 2526430 C1 RU2526430 C1 RU 2526430C1 RU 2013145725/03 A RU2013145725/03 A RU 2013145725/03A RU 2013145725 A RU2013145725 A RU 2013145725A RU 2526430 C1 RU2526430 C1 RU 2526430C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- horizontal
- oil
- production
- injection
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке низкопроницаемой нефтяной залежи горизонтальными скважинами с поддержанием пластового давления посредством проведения многократного гидравлического разрыва пласта (МГРП) в карбонатных и терригенных коллекторах.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of low-permeability oil reservoirs by horizontal wells while maintaining reservoir pressure by means of multiple hydraulic fracturing in carbonate and terrigenous reservoirs.
Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи при наличии высокопроницаемого пропластка с применением гидравлического разрыва пласта (ГРП), с закачкой вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовых флюидов через эксплуатационные скважины, осуществление гидравлического разрыва пласта с получением эффективной трещины гидроразрыва. ГРП проводят избирательно в зоне низкопроницаемых пластов, исключая перфорацию высокопроницаемого пласта с проницаемостью в три и более раза выше средней по пластам. Далее после проектного отбора запасов нефти проводят перфорацию высокопроницаемого пласта с последующей эксплуатацией последнего, выполняют ствол с вертикальным вхождением в эксплуатационный объект для обеспечения максимального градиента давления разрыва и для создания оптимальной трещины гидроразрыва. При этом одновременно в нагнетательном фонде скважин проводят гидравлический разрыв пласта в интервалах с низкой проницаемостью. Дополнительно для создания вертикальной фильтрации между высокопроницаемым пропластком, неперфорированным, и низкопроницаемым проводят боковой горизонтальный ствол в низкопроницаемом интервале с последующим поинтервальным гидравлическим разрывом пласта (патент РФ №2374435, кл. E21B 43/16, E21B 43/26, опубл. 27.11.2009).There is a method of developing a multilayer oil reservoir in the presence of a highly permeable layer using hydraulic fracturing, pumping a displacing agent through injection wells, selecting reservoir fluids through production wells, effecting hydraulic fracturing to produce an effective fracture. Hydraulic fracturing is carried out selectively in the zone of low permeability formations, excluding perforation of a highly permeable stratum with a permeability of three or more times higher than the average in the strata. Then, after the project selection of oil reserves, a highly permeable formation is perforated with the subsequent operation of the latter, a well with a vertical entry into the production facility is performed to provide the maximum fracture pressure gradient and to create the optimal hydraulic fracture. At the same time, hydraulic fracturing is carried out in the injection well stock in intervals with low permeability. Additionally, to create vertical filtration between a high-permeability interlayer, non-perforated, and low-permeability, a lateral horizontal wellbore is carried out in a low-permeable interval followed by interval hydraulic fracturing (RF patent No. 2374435, class E21B 43/16, E21B 43/26, publ. 11/27/2009) .
Недостатком способа является невысокая нефтеотдача и темпы отбора при разработке низкопроницаемых коллекторов с проницаемостью менее 2 мД.The disadvantage of this method is the low oil recovery and the rate of selection in the development of low-permeability reservoirs with a permeability of less than 2 MD.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки залежи с низкопроницаемыми коллекторами, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды в пласт, вытеснение нефти к добывающим скважинам и проведение ГРП. Добывающие и нагнетательные скважины бурят с горизонтальными стволами, параллельными друг другу в плане с пересечением всех низкопроницаемых пластов от кровли до подошвы залежи, при этом в своде структуры бурят вертикальные скважины вдоль выявленной или предполагаемой трассировки естественной трещиноватости с расположением забоев этих скважин на продолжении экстраполяционных прямых по отношению к горизонтальным стволам нагнетательных скважин, после чего в данных скважинах осуществляют ГРП, а закачку воды производят в вертикальные скважины, в которых осуществлен ГРП, и в горизонтальные нагнетательные скважины, при этом закачку воды осуществляют с химическими реагентами, предотвращающими разбухание глинистых частиц и пропластков, и реагентами для выравнивания профиля приемистости, причем последние вводят в закачиваемую воду после обводнения добываемой продукции на 50-80%. Дополнительно в случае значительности площадных размеров залежи нефти системы рассматриваемых горизонтальных и вертикальных скважин сооружают на разных высотных отметках продуктивного пласта. В случае водоплавающей залежи рассматриваемые элементы разработки относительно равномерно размещают по площади залежи над поверхностью водонефтяного контакта (патент РФ №2208140, кл. E21B 43/20, опубл. 10.07.2003 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing deposits with low permeability reservoirs, including drilling production and injection wells, pumping water into the reservoir, displacing oil to production wells and hydraulic fracturing. Production and injection wells are drilled with horizontal shafts parallel to each other in plan with the intersection of all low-permeability formations from the roof to the bottom of the reservoir, while vertical boreholes are drilled in the arch of the structure along the identified or assumed trace of natural fracturing with the faces of these wells extending along extrapolation straight lines along relative to the horizontal shafts of injection wells, after which hydraulic fracturing is carried out in these wells, and water is injected into vertical wells, in which hydraulic fracturing was performed, and in horizontal injection wells, while the water is injected with chemicals that prevent clay particles and interlayers from swelling, and reagents to even out the injection profile, the latter being introduced into the injected water after flooding the produced product at 50-80 % Additionally, in the case of the significant areal size of the oil reservoir, the systems of the horizontal and vertical wells under consideration are constructed at different elevations of the reservoir. In the case of a floating pool, the development elements under consideration are relatively evenly distributed over the area of the pool above the surface of the oil-water contact (RF patent No. 2208140, class E21B 43/20, publ. July 10, 2003 - prototype).
Недостатком способа является невысокая нефтеотдача и темпы отбора при разработке низкопроницаемых коллекторов с проницаемостью менее 2 мД. Также дебиты вертикальных скважин на низкопроницаемых коллекторах характеризуются очень низкими значениями.The disadvantage of this method is the low oil recovery and the rate of selection in the development of low-permeability reservoirs with a permeability of less than 2 MD. Also, the production rates of vertical wells on low-permeability reservoirs are characterized by very low values.
В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента нефтеизвлечения посредствам увеличения коэффициента охвата и повышения темпов отбора.The proposed invention solves the problem of increasing the oil recovery factor by increasing the coverage ratio and increasing the rate of selection.
Задача решается тем, что в способе разработки низкопроницаемой нефтяной залежи горизонтальными скважинами с поддержанием пластового давления, включающем бурение параллельно расположенных добывающих и нагнетательных горизонтальных скважин с последующим проведением на них МГРП, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, согласно изобретению, предусматривают бурение не менее одной добывающей и одной нагнетательной горизонтальных скважин в пластах с проницаемостью не более 2 мД и расстоянием между горизонтальными стволами скважин не менее 50 м, добывающие скважины располагают в максимальных нефтенасыщенных толщинах, угол между максимальным главным напряжением пласта и направлением горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин составляет от 30° до 60°, количество N ступеней МГРП выбирают исходя из условия N=1+L/100, где L - длина горизонтального ствола скважины, и округляют до большего целого числа. общее количество горизонтальных скважин бурят в количестве, из расчета, чтобы удельные начальные геологические запасы нефти на одну горизонтальную скважину составляли не менее 50 тыс.т. Дополнительно при наличии на залежи чисто нефтяной и водонефтяной зон, добывающие скважины располагают в нефтяной зоне, а нагнетательные - в водонефтяной.The problem is solved in that in a method for developing a low-permeability oil reservoir by horizontal wells with maintaining reservoir pressure, comprising drilling parallel production and injection horizontal wells, followed by hydraulic fracturing, pumping a working agent into injection wells and selecting products from production wells, according to the invention, provide for the drilling of at least one production and one injection horizontal wells in formations with a permeability of not more than 2 mD and a distance at least 50 m between the horizontal wellbores, the producing wells are located in the maximum oil-saturated thicknesses, the angle between the maximum main stress of the formation and the direction of the horizontal wells of the producing and injection wells is from 30 ° to 60 °, the number N of hydraulic fracturing steps is selected based on the condition N = 1 + L / 100, where L is the length of the horizontal wellbore, and rounded to a larger integer. the total number of horizontal wells drilled in the amount, based on the calculation that the specific initial geological oil reserves per horizontal well were at least 50 thousand tons Additionally, if there are purely oil and water-oil zones on the deposits, production wells are located in the oil zone, and injection wells are located in the oil-water zone.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
На нефтеотдачу низкопроницаемой нефтяной залежи существенное влияние оказывает охват пласта. В целом, такие залежи характеризуются невысокой нефтеотдачей и темпами отбора. Горизонтальные технологии и ГРП позволяют повысить эффективность разработки. Существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить данную задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи низкопроницаемого пласта нефтяной залежи посредствам повышения охвата пласта воздействием и увеличением темпов отбора. Задача решается следующим образом.The oil recovery of a low-permeability oil reservoir is significantly affected by reservoir coverage. In general, such deposits are characterized by low oil recovery and selection rates. Horizontal technologies and hydraulic fracturing can improve development efficiency. Existing technical solutions do not fully allow to perform this task. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery of a low-permeability reservoir of an oil deposit by increasing the coverage of the reservoir by exposure and increasing the rate of selection. The problem is solved as follows.
На фиг.1 приведена схема расположения добывающей и нагнетательной горизонтальных скважин с проведением МГРП. Принятые обозначения: 1 - продуктивный пласт нефтяной залежи, 2 - участок максимальных нефтенасыщенных толщин залежи, а также чисто нефтяная зона, A - добывающая горизонтальная скважина, B - нагнетательная горизонтальная скважина, X, Y - скважины, работающие на другой эксплуатационный объект, Sтр - трещины МГРП, δmax - направление максимального главного напряжения пород, β - угол между направлением максимального главного напряжения пород δmax и направлением стволов горизонтальных скважин A и B, L - длина горизонтальных стволов скважин A и B, C - расстояние между горизонтальными стволами скважин A и B.Figure 1 shows the location of the producing and injection horizontal wells with multi-stage fracturing. Accepted designations: 1 - productive formation of an oil reservoir, 2 - section of maximum oil-saturated thickness of the reservoir, as well as a purely oil zone, A - producing horizontal well, B - horizontal injection well, X, Y - wells operating at another production facility, S tr - multistage fractures, δ max - direction of the maximum principal stress of the rocks, β - angle between the direction of the maximum principal stress of the rocks δ max and the direction of the horizontal wells A and B, L - the length of the horizontal wells A and B, C - distance position between horizontal boreholes A and B.
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
Участок нефтяной залежи 1 (фиг.1), продуктивные пласты которого представлены терригенными или карбонатными отложениями, вскрывают вертикальными скважинами X и Y, по данным которых строят структуру залежи. Прибором ВАК-8 на скважинах X и Y проводят определение направления максимального главного напряжения пород δmax. В результате исследований получили, например, северо-восточное направление δmax.The section of oil reservoir 1 (Fig. 1), the productive formations of which are represented by terrigenous or carbonate deposits, are opened by vertical wells X and Y, according to which the structure of the reservoir is constructed. Using VAK-8 at wells X and Y, the direction of the maximum main stress of the rocks δ max is determined. As a result of research, for example, the north-east direction δ max was obtained.
Проницаемость коллектора не превышает 2 мД. При таких значениях проницаемости, согласно постановлению Правительства РФ №700-Р, коллектора относятся к категории трудноизвлекаемых запасов и для них действуют пониженные ставки налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), что позволяет проводить мероприятия по бурению горизонтальных скважин с проведением многократного ГРП эффективно, с точки зрения экономики.The permeability of the reservoir does not exceed 2 mD. With such permeability values, according to the Decree of the Government of the Russian Federation No. 700-R, reservoirs are classified as hard-to-recover reserves and they are subject to reduced tax rates for mineral extraction (MET), which allows for horizontal drilling with multiple hydraulic fracturing to be carried out effectively, with point of view of the economy.
Скважины X и Y переводят на работу по другим объектам с большей проницаемостью. На залежи 1 бурят пару горизонтальных скважин: добывающую A и нагнетательную B с длиной горизонтальных участков L (м). Расстояние между горизонтальными стволами скважин A и B составляет C - не менее 50 м. Согласно расчетам при меньших расстояниях C происходит быстрый прорыв закачиваемой воды, что снижает нефтеотдачу. Добывающую скважину располагают в максимальных нефтенасыщенных толщинах 2. Направление горизонтальных стволов добывающей A и нагнетательной B скважин и направление максимального главного напряжения пласта составляет угол β=30°-60°. Согласно расчетам данный диапазон угла β позволяет достигать максимального значения нефтеотдачи.Wells X and Y are transferred to work on other objects with greater permeability. A pair of horizontal wells are drilled in reservoir 1: production A and injection B with the length of horizontal sections L (m). The distance between the horizontal boreholes of wells A and B is C - at least 50 m. According to the calculations, at shorter distances C, the injected water quickly breaks through, which reduces oil recovery. The production well is located in the maximum oil-saturated thicknesses 2. The direction of the horizontal shafts of the producing A and injection B wells and the direction of the maximum main formation stress is β = 30 ° -60 °. According to calculations, this range of angle β allows you to achieve the maximum value of oil recovery.
При наличии на залежи 1 чисто нефтяной и водонефтяной зон, добывающую скважину A располагают в нефтяной зоне 2, а нагнетательную B - в водонефтяной.If there is a purely oil and water-oil zones in reservoir 1, the producing well A is located in the oil zone 2, and the injection B is in the oil-water zone.
Общее количество горизонтальных скважин на залежи 1 определяют из расчета, что удельные начальные геологические запасы нефти на одну горизонтальную скважину составляют не менее 50 тыс.т. Т.е. на две скважины A и B начальные геологические запасы нефти залежи 1 должны быть не менее 100 тыс.т. Согласно расчетам при начальных геологических запасах нефти на скважину менее 50 тыс.т бурение горизонтальных скважин экономически нецелесообразно.The total number of horizontal wells in reservoir 1 is determined on the basis that the specific initial geological oil reserves per horizontal well are at least 50 thousand tons. Those. for two wells A and B, the initial geological oil reserves of reservoir 1 should be at least 100 thousand tons. According to calculations, with initial geological oil reserves per well of less than 50 thousand tons, drilling horizontal wells is not economically feasible.
Далее на горизонтальных участках скважин A и B проводят МГРП, получая трещины Sтр, параллельно δmax.Then, in the horizontal sections of wells A and B, multi-stage hydraulic fracturing is carried out, obtaining cracks S tr , in parallel with δ max .
Количество N ступеней МГРП определяют по соотношению N=1+L/100 и округляют до большего целого числа. Согласно расчетам максимальный коэффициент нефтеизвлечения достигается, если количество ступеней многократного ГРП на единицу больше, чем длина горизонтального ствола L, на котором проводят данное мероприятие, отнесенного к 100. Т.е. если длина горизонтального ствола L=100 м, то проводят 2 ступени МГРП, если L=1000, то 11 ступеней.The number of N stages of multistage fracturing is determined by the ratio N = 1 + L / 100 and rounded to a larger integer. According to the calculations, the maximum oil recovery coefficient is achieved if the number of stages of multiple hydraulic fracturing is one more than the length of the horizontal wellbore L, at which this event, referred to 100, is carried out. if the length of the horizontal trunk is L = 100 m, then 2 stages of hydraulic fracturing are carried out, if L = 1000, then 11 steps.
Ступени МГРП скважины B размещают в шахматном порядке по сравнению со ступенями МГПР скважины A. Это позволяет согласно расчетам снизить скорость обводнения добывающей скважины.The stages of multi-stage hydraulic fracturing of well B are staggered in comparison with the multi-stage hydraulic fracturing of well A. This allows, according to calculations, to reduce the rate of watering of the producing well.
Скважины A и B пускают в работу. В нагнетательную скважину B ведут закачку воды, а из скважины A - отбор продукции. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки запасов залежи 1.Wells A and B are put into operation. Water is injected into injection well B, and production is taken from well A. Development is carried out until the full economically viable development of reserves 1.
Примеры конкретного выполнения способаExamples of specific performance of the method
Пример 1. Участок пластово-сводовой нефтяной залежи 1 (фиг.1) размерами 500×700 м, продуктивные пласты которого представлены порово-трещинными карбонатными отложениями, вскрывают вертикальными скважинами X и Y на глубине 1395 м, по данным которых строят структуру залежи. Прибором ВАК-8 на скважинах X и Y проводят определение направления максимального главного напряжения пород δmax. В результате исследований получили северо-восточное направление δmax.Example 1. The section of the reservoir-vaulted oil reservoir 1 (Fig. 1) with dimensions of 500 × 700 m, the productive formations of which are represented by pore-fractured carbonate deposits, are opened by vertical wells X and Y at a depth of 1395 m, according to which the reservoir structure is constructed. Using VAK-8 at wells X and Y, the direction of the maximum main stress of the rocks δ max is determined. As a result of the studies, we obtained the northeast direction δ max .
Начальное пластовое давление залежи 14 МПа, нефтенасыщенная мощность в купольной части - 14 м, проницаемость блоков 1 мД, проницаемость трещин 49 мД, пористость блоков - 0,074, пористость трещин - 0,005, вязкость нефти в пластовых условиях - 16,6 мПа·с, начальная нефтенасыщенность - 0,745, начальные геологические запасами залежи - 230 тыс.т.The initial reservoir pressure of the reservoir is 14 MPa, the oil-saturated thickness in the dome part is 14 m, the permeability of the blocks is 1 mD, the permeability of the cracks is 49 mD, the porosity of the blocks is 0.074, the porosity of the cracks is 0.005, the viscosity of the oil in the reservoir is 16.6 MPa · s, the initial oil saturation - 0.745, initial geological reserves of the deposit - 230 thousand tons
Скважины X и Y переводят на работу по другим объектам с большей проницаемостью. На залежи 1 бурят пару горизонтальных скважин: добывающую A и нагнетательную B. Расстояние между горизонтальными стволами скважин A и B составляет C=300 м, длина L горизонтальных стволов скважин A и B - по 500 м. Добывающую скважину располагают в максимальных нефтенасыщенных толщинах 2. Также участок 2 является чисто нефтяной зоной. Направление горизонтальных стволов добывающей A и нагнетательной B скважин и направление максимального главного напряжения пласта составляет угол β=60°.Wells X and Y are transferred to work on other objects with greater permeability. A pair of horizontal wells are drilled at reservoir 1: production A and injection B. The distance between the horizontal boreholes of wells A and B is C = 300 m, the length L of horizontal boreholes A and B is 500 m long. The producing well is located in maximum oil-saturated thicknesses of 2. Section 2 is also a purely oil zone. The direction of the horizontal shafts of the producing A and injection B wells and the direction of the maximum main reservoir stress is β = 60 °.
Далее на горизонтальных участках скважин A и B проводят нефтекислотный МГРП, получая трещины Sтр, параллельно δmax. Количество N ступеней МГРП составляет N=1+L/100=1+500/100=6.Next, in horizontal sections of wells A and B, oil-acid multistage fracturing is carried out, obtaining cracks S tr , in parallel with δ max . The number of N stages of multi-stage fracturing is N = 1 + L / 100 = 1 + 500/100 = 6.
Затем скважины A и B пускают в работу. В нагнетательную скважину B ведут закачку воды, а из скважины A - отбор продукции. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки запасов залежи 1.Wells A and B are then put into operation. Water is injected into injection well B, and production is taken from well A. Development is carried out until the full economically viable development of reserves 1.
Пример 2. Выполняют как пример 1. Участок массивной нефтяной залежи 1 представлен поровым типом терригенного коллектора, чисто нефтяной зоной, проницаемость блоков 2 мД. Начальные геологические запасы залежи - 50 тыс.т. Бурят горизонтальные скважины A и B длиной горизонтальной части L по 250 м и с расстоянием между горизонтальными стволами скважин A и B C=50 м, причем угол между максимальным главным напряжением пласта δmax и направлением горизонтальных стволов составляет β=30°. Горизонтальный ствол добывающей скважины A располагают в зоне максимальных нефтенасыщенных толщин 2. В скважинах A и B проводят пропантный многократный ГРП, количество N ступеней многократного ГРП составляет N=1+L/100=1+190/100=3.Example 2. Perform as example 1. The site of a massive oil reservoir 1 is represented by the pore type of terrigenous reservoir, purely oil zone, the permeability of the blocks is 2 mD. Initial geological reserves of the deposit - 50 thousand tons Horizontal wells A and B are drilled with a length of the horizontal part L of 250 m and a distance between horizontal wellbores A and BC = 50 m, and the angle between the maximum main formation stress δ max and the direction of the horizontal wells is β = 30 °. The horizontal wellbore of production well A is located in the zone of maximum oil-saturated thicknesses 2. In wells A and B, proppant multiple hydraulic fracturing is carried out, the number N of multiple hydraulic fracturing steps is N = 1 + L / 100 = 1 + 190/100 = 3.
Пример 3. Выполняют как пример 1 или 2. Залежь 1 имеет размеры 2000×3000 м и начальные геологические запасы 3100 тыс.т. Бурят 10 добывающих и 10 нагнетательных горизонтальных скважин параллельно друг другу в два ряда, причем после каждого горизонтального ствола добывающей скважины параллельно располагают горизонтальный ствол нагнетательной скважины. Угол между максимальным главным напряжением пласта δmax и направлением горизонтальных стволов составляет β=45°.Example 3. Perform as example 1 or 2. Deposit 1 has dimensions of 2000 × 3000 m and initial geological reserves of 3100 thousand tons 10 production and 10 horizontal injection wells are drilled parallel to each other in two rows, and after each horizontal production wellbore, a horizontal injection wellbore is placed in parallel. The angle between the maximum main stress of the formation δ max and the direction of the horizontal trunks is β = 45 °.
В результате за время разработки, которое ограничили обводнением добывающей скважины до 98%, либо достижением минимально рентабельного дебита нефти по скважине 0,5 т/сут, было добыто с участка 59,3 тыс.т нефти, коэффициент извлечения нефти составил 0,258, срок разработки - 37 лет. По прототипу, при прочих равных условиях, было добыто 44,4 тыс.т нефти, коэффициент извлечения нефти составил 0,193, срок разработки - 45 лет. Прирост коэффициента извлечения нефти по предлагаемому способу составил 0,065.As a result, during the development period, which was limited by watering the production well to 98%, or by achieving a minimum profitable oil production rate of 0.5 tons per day, 59.3 thousand tons of oil was produced from the site, the oil recovery coefficient was 0.258, and the development period - 37 years. According to the prototype, ceteris paribus, 44.4 thousand tons of oil was produced, the oil recovery ratio was 0.193, the development period was 45 years. The increase in oil recovery by the proposed method amounted to 0.065.
Предлагаемый способ за счет повышения коэффициента охвата пласта позволяет увеличить нефтеотдачу продуктивного пласта нефтяной залежи и повысить темпы отбора нефти.The proposed method by increasing the coefficient of coverage of the reservoir allows to increase oil recovery of the productive reservoir of the oil reservoir and increase the rate of oil recovery.
Применение предложенного способа позволит повысить коэффициент нефтеизвлечения.Application of the proposed method will increase the oil recovery coefficient.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013145725/03A RU2526430C1 (en) | 2013-10-14 | 2013-10-14 | Development of low-permeability oil pools by horizontal wells with maintenance of seam pressure |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013145725/03A RU2526430C1 (en) | 2013-10-14 | 2013-10-14 | Development of low-permeability oil pools by horizontal wells with maintenance of seam pressure |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2526430C1 true RU2526430C1 (en) | 2014-08-20 |
Family
ID=51384841
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013145725/03A RU2526430C1 (en) | 2013-10-14 | 2013-10-14 | Development of low-permeability oil pools by horizontal wells with maintenance of seam pressure |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2526430C1 (en) |
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2569514C1 (en) * | 2014-08-25 | 2015-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of oil reservoir development by wells with horizontal end |
| RU2613713C1 (en) * | 2016-03-31 | 2017-03-21 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method of oil-bearing bed development |
| RU2627338C1 (en) * | 2016-05-08 | 2017-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Solid carbonate oil deposits development method |
| RU2635926C2 (en) * | 2016-05-04 | 2017-11-17 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Oil deposit development method |
| RU2661513C1 (en) * | 2017-07-18 | 2018-07-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of processing low-drained areas of oil drawings |
| RU2732746C1 (en) * | 2020-04-22 | 2020-09-22 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of powerful low-permeable oil deposit with application of water and gas pumping |
| RU2732744C1 (en) * | 2020-04-22 | 2020-09-22 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Development method of powerful multi-zone low-permeability oil deposit |
| CN112990629A (en) * | 2019-12-17 | 2021-06-18 | 中国石油化工股份有限公司 | Unconventional oil and gas reservoir exploitation method and system |
| RU2785044C1 (en) * | 2022-03-15 | 2022-12-02 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Method for developing oil ultra-low-permeability deposits |
| CN115506770A (en) * | 2022-10-17 | 2022-12-23 | 延安大学 | Geological development hyposmosis oil reservoir well pattern structure |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2208140C1 (en) * | 2002-08-15 | 2003-07-10 | Закиров Искандер Сумбатович | A method of development of oil pool with low-permeability reservoirs |
| RU2357072C1 (en) * | 2007-11-21 | 2009-05-27 | Государственное Образовательное Учреждение Высшего Профессионального Образования "Дагестанский Государственный Технический Университет" (Дгту) | Method of development of multi-horizon field of massif type |
| RU2362010C1 (en) * | 2007-12-26 | 2009-07-20 | Сергей Борисович Бекетов | Procedure for multiple hydraulic fracturing of horizontal borehole of well |
| WO2011064542A2 (en) * | 2009-11-25 | 2011-06-03 | Halliburton Energy Services Inc. | Simulating injection treatments from multiple wells |
| RU2424425C1 (en) * | 2010-02-08 | 2011-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of deposit of oil in carbonate collectors |
| RU2434129C1 (en) * | 2010-05-21 | 2011-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of high viscous oil deposit |
-
2013
- 2013-10-14 RU RU2013145725/03A patent/RU2526430C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2208140C1 (en) * | 2002-08-15 | 2003-07-10 | Закиров Искандер Сумбатович | A method of development of oil pool with low-permeability reservoirs |
| RU2357072C1 (en) * | 2007-11-21 | 2009-05-27 | Государственное Образовательное Учреждение Высшего Профессионального Образования "Дагестанский Государственный Технический Университет" (Дгту) | Method of development of multi-horizon field of massif type |
| RU2362010C1 (en) * | 2007-12-26 | 2009-07-20 | Сергей Борисович Бекетов | Procedure for multiple hydraulic fracturing of horizontal borehole of well |
| WO2011064542A2 (en) * | 2009-11-25 | 2011-06-03 | Halliburton Energy Services Inc. | Simulating injection treatments from multiple wells |
| RU2424425C1 (en) * | 2010-02-08 | 2011-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of deposit of oil in carbonate collectors |
| RU2434129C1 (en) * | 2010-05-21 | 2011-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of high viscous oil deposit |
Cited By (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2569514C1 (en) * | 2014-08-25 | 2015-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of oil reservoir development by wells with horizontal end |
| RU2613713C1 (en) * | 2016-03-31 | 2017-03-21 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method of oil-bearing bed development |
| RU2635926C2 (en) * | 2016-05-04 | 2017-11-17 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Oil deposit development method |
| RU2627338C1 (en) * | 2016-05-08 | 2017-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Solid carbonate oil deposits development method |
| RU2661513C1 (en) * | 2017-07-18 | 2018-07-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of processing low-drained areas of oil drawings |
| CN112990629A (en) * | 2019-12-17 | 2021-06-18 | 中国石油化工股份有限公司 | Unconventional oil and gas reservoir exploitation method and system |
| CN112990629B (en) * | 2019-12-17 | 2024-03-29 | 中国石油化工股份有限公司 | Unconventional oil and gas reservoir exploitation method and unconventional oil and gas reservoir exploitation system |
| RU2732746C1 (en) * | 2020-04-22 | 2020-09-22 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of powerful low-permeable oil deposit with application of water and gas pumping |
| RU2732744C1 (en) * | 2020-04-22 | 2020-09-22 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Development method of powerful multi-zone low-permeability oil deposit |
| RU2785044C1 (en) * | 2022-03-15 | 2022-12-02 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Method for developing oil ultra-low-permeability deposits |
| CN115506770A (en) * | 2022-10-17 | 2022-12-23 | 延安大学 | Geological development hyposmosis oil reservoir well pattern structure |
| RU2819865C1 (en) * | 2023-10-23 | 2024-05-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of oil field with heterogeneous reservoirs |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2526430C1 (en) | Development of low-permeability oil pools by horizontal wells with maintenance of seam pressure | |
| RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
| RU2374435C2 (en) | Method of multi-layered oil field development with presents of highly permeable interlayer using hydraulic fracturing | |
| RU2459934C1 (en) | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit | |
| RU2339801C2 (en) | Method for development of multi-horizon non-uniform oil fields by means of branched horizontal wells | |
| RU2612061C1 (en) | Recovery method of shale carbonate oil field | |
| RU2459935C1 (en) | Multi-site oil deposit development method | |
| RU2678337C1 (en) | Multi-layer deposits with hard-to-recover oil reserves development method by the compacting grid method | |
| US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
| RU2528757C1 (en) | Development of low-permeability oil deposits by horizontal wells under natural conditions | |
| RU2660683C1 (en) | Method of developing low-permeability oil fields based on the use of horizontal wells with longitudinal fractures of hydraulic fracturing | |
| RU2474678C1 (en) | Development method of oil deposit with horizontal wells | |
| RU2681796C1 (en) | Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge | |
| RU2513216C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
| RU2661513C1 (en) | Method of processing low-drained areas of oil drawings | |
| RU2616052C1 (en) | Method development of shaly carbonate oil pays | |
| RU2627338C1 (en) | Solid carbonate oil deposits development method | |
| RU2459938C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2579039C1 (en) | Method for development of low-permeability oil-gas formations | |
| RU2578090C1 (en) | Method of developing oil deposits | |
| RU2584190C1 (en) | Method of development of multilayer oil deposits | |
| RU2513962C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2526037C1 (en) | Development of fractured reservoirs | |
| RU2731973C1 (en) | Development method of oil deposits by radial well netting |