RU2527432C1 - Способ разработки нефтяной залежи закачкой воды и газа - Google Patents
Способ разработки нефтяной залежи закачкой воды и газа Download PDFInfo
- Publication number
- RU2527432C1 RU2527432C1 RU2013150952/03A RU2013150952A RU2527432C1 RU 2527432 C1 RU2527432 C1 RU 2527432C1 RU 2013150952/03 A RU2013150952/03 A RU 2013150952/03A RU 2013150952 A RU2013150952 A RU 2013150952A RU 2527432 C1 RU2527432 C1 RU 2527432C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- gas
- wells
- water
- stage
- Prior art date
Links
Landscapes
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с применением методов вытеснения нефти из пласта закачкой газа и воды. Обеспечивает повышение нефтеотдачи нефтяной залежи, снижение вязкости нефти и увеличение коэффициента вытеснения. Сущность изобретения: способ включает бурение или выбор уже пробуренных добывающих и нагнетательных скважин на участке нефтяной залежи, закачку воды и попутного нефтяного газа в нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. Согласно изобретению по данным бурения вертикальных скважин предварительно проводят расчеты оптимальных параметров закачки воды и газа на композиционной гидродинамической модели. Закачку ведут в циклическом режиме, состоящем из трех этапов. На первом этапе добывающие скважины останавливают, закачивают газ в объеме, который был отобран за время работы добывающих скважин. На втором этапе при также остановленных добывающих скважинах ведут закачку воды до повышения давления закачки не менее чем в 2 раза по сравнению с первоначальным. При этом первоначальное давление закачки поддерживают в пределах Р=(0,45…0,55)·Р, где Р- вертикальное горное давление пород. После этого переходят к третьему этапу. Закачку прекращают, добывающие скважины пускают в работу. Попутный нефтяной газ собирают в резервуары для последующего его использования в первом этапе. При снижении пластового давления на более чем 20% от первоначального цикл повторяют. При этом на первом этапе приемистость закачиваемого газа qв каждую нагнетательную скважину определяют по аналитическому выражению. В залежах с в�
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с применением методов вытеснения нефти из пласта закачкой газа и воды.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий последовательную закачку газа и оторочек водогазовой смеси соответствующего состава и газосодержания для получения требуемых отмывающих и тампонирующих свойств, в циклическом режиме через две нагнетательные скважины, согласно изобретению, закачку газа и водогазовой смеси производят в два этапа, причем на первом этапе осуществляют одновременную закачку газа в обе нагнетательные скважины до начала устойчивого повышения газового фактора хотя бы в одной из добывающих скважин фонда, критерием чего считают увеличение текущего значения газового фактора этой скважины на величину разницы между максимальным и минимальным газовыми факторами скважин фонда на момент начала воздействия, а на втором этапе осуществляют циклическую попеременную закачку оторочек водогазовой смеси, причем каждый цикл начинают с закачек оторочки, состоящей из воды с поверхностно-активным веществом и газа, с газосодержанием в 2-3 раза выше газосодержания смеси базового состава, в нагнетательную скважину с большей приемистостью, и оторочки, состоящей из воды и газа, с базовым газосодержанием около 25% в термобарических условиях рассматриваемой залежи, в нагнетательную скважину с меньшей приемистостью, объемами, равными 1-2% от объема пор пласта в области воздействия каждой из скважин, после чего в нагнетательные скважины закачивают оторочки воды, объемами, равными 5% от объема пор пласта в области воздействия скважин, причем нагнетательную скважину для закачки оторочки смеси с большим газосодержанием и нагнетательную скважину для закачки оторочки смеси с меньшим газосодержанием выбирают на этапе закачки оторочки воды по вышеописанному признаку, а в качестве газовой фазы используют попутный, природный газ или их смесь. Дополнительно в качестве поверхностно-активного вещества используют неионогенные поверхностно-активные вещества типа ОП-10 и АФ9-12 с содержанием в закачиваемой водной фазе водогазовой смеси от 0,1 до 5 мас.% (патент РФ №2297523, E21B 43/16, опубл. 20.04.2007).
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки нефтяной залежи, включающий эжектирование газа водой и нагнетание в циклическом режиме для повышения нефтеотдачи в нефтяной пласт по колонне лифтовых труб водогазовой смеси, образуемой в результате смешения газа с водой, подаваемой под давлением в смесительное устройство, в качестве которого применяют устанавливаемый на устье нагнетательной скважины жидкостно-газовый диспергатор, согласно изобретению, в жидкостно-газовый диспергатор подают под давлением газ, отбираемый либо из газовых скважин, либо из вскрытого этой же нагнетательной скважиной газового интервала, изолированного от интервала закачки и сообщенного через полость кольцевого пространства за колонной лифтовых труб и запорно-регулирующие устройства с жидкостно-газовым диспергатором, причем закачку водогазовой смеси ведут периодически, чередуя в каждом цикле с закачкой либо только газа, либо с последовательной закачкой воды и газа или газа и воды, поддерживая давление на забое нагнетательной скважины в интервале закачки с соблюдением условия Рг<Рс<Рв, где Рс - забойное давление при закачке в пласт водогазовой смеси, Рг и Рв - забойное давление соответственно при закачке только газа или только воды, а величины Рг, Рс и Рв в каждом цикле изменяют в пределах от заданных минимальных до заданных максимальных значений. Дополнительно в периоды одновременной подачи в жидкостно-газовый диспергатор воды и газа расход воды поддерживают постоянным, а расход газа изменяют в заданных пределах, либо расход газа поддерживают постоянным, а расход воды изменяют в заданных пределах (патент РФ №2307239, E21B 43/20, опубл. 10.06.2010, - прототип).
Недостатком известных способов является невысокая нефтеотдача залежи и невысокий коэффициент вытеснения. Также для залежей с высоковязкой нефтью газ не успевает растворится в нефти для снижения ее вязкости, что снижает нефтеотдачу.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи нефтяной залежи посредствам повышения коэффициента вытеснения.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи закачкой воды и газа, включающем бурение или выбор уже пробуренных добывающих и нагнетательных скважин на участке нефтяной залежи, закачку воды и попутного нефтяного газа в нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, согласно изобретению, по данным бурения вертикальных скважин предварительно проводят расчеты оптимальных параметров закачки воды и газа на композиционной гидродинамической модели, закачку ведут в циклическом режиме, состоящим из трех этапов, на первом этапе добывающие скважины останавливают, закачивают газ в объеме, который был отобран за время работы добывающих скважин, на втором этапе при также остановленных добывающих скважинах ведут закачку воды до повышения давления закачки не менее чем в 2 раза по сравнению с первоначальным, при этом первоначальное давление закачки поддерживают в пределах Рз=(0,45…0,55)·Рг, где Рг - вертикальное горное давление пород, после чего переходят к третьему этапу, закачку прекращают, добывающие скважины пускают в работу, при этом попутный нефтяной газ собирают в резервуары для последующего его использования в первом этапе, при снижении пластового давления на более чем 20% от первоначального, цикл повторяют, причем на первом этапе приемистость закачиваемого газа qг в каждую нагнетательную скважину определяют по формуле:
где qн - средний дебит нефти одной добывающей скважины за время t3, т/сут,
Г - газовый фактор, м3/т,
Nдс - число добывающих скважин,
Nнс - число нагнетательных скважин,
t3 - время добычи продукции из добывающих скважин при остановленных нагнетательных скважинах,
t1 - время закачки газа при остановленных добывающих скважинах.
Дополнительно в залежах с вязкостью нефти в пластовых условиях более чем 50 мПа·с на втором этапе закачивают воду с температурой на забое не менее чем 90°C. В добывающие скважины на первом и втором этапах, так же как и в нагнетательные скважины, закачивают соответственно газ и воду.
Сущность изобретения
На нефтеотдачу нефтяной залежи существенное влияние оказывает технология поддержания пластового давления закачиваемым агентом. Существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить данную задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи нефтяной залежи посредствам увеличения коэффициента вытеснения и снижения вязкости нефти. Задача решается следующим образом.
Способ реализуют следующим образом.
На участке нефтяной залежи бурят добывающие и нагнетательные скважины, обустраивают их, пускают в работу. Либо выбирают участок нефтяной залежи, разрабатываемый такими скважинами. Разработка заводнением в течение нескольких лет показывает ее низкую эффективность. По данным бурения скважин строят композиционную гидродинамическую модель нефтяной залежи, в которой рассчитывают оптимальные параметры при последовательной закачке газа и воды. В результате моделирования получили продолжительность времени каждого этапа:
t1 - время закачки газа при остановленных добывающих скважинах,
t2 - время закачки воды при остановленных добывающих скважинах,
t3 - время добычи продукции из добывающих скважин при остановленных нагнетательных скважинах.
На основе данных моделирования переходят к последовательной циклической закачке газа и воды, состоящей из трех этапов:
1. Добывающие скважины останавливают. Закачивают попутный нефтяной газ в нагнетательные скважины равными объемами, который был отобран за время работы добывающих скважин, т.е. за время t3. Приемистость закачиваемого газа qг в каждую нагнетательную скважину определяют по формуле:
где qн - средний дебит нефти одной добывающей скважины за время t3, т/сут,
Г - газовый фактор, м3/т,
Nдс - число добывающих скважин,
Nнс - число нагнетательных скважин.
Закачку ведут в течение времени t1. За данное время закачивают в целом по участку газа QГ=qг·t1·Nнс, м3.
2. Добывающие скважины остановлены. После закачки газа переходят на закачку воды (или пресной, или подтоварной, или пластовой) с расходом, определенным заранее как по исследованиям скважин, так и по моделированию. Причем после бурения нагнетательных скважин, в них определяют коэффициент продуктивности, на основе которого определяют приемистость скважины в зависимости от давления закачки. Эти данные используют в моделировании, где и определяют окончательное значение приемистости q3 и давления закачки Рз. При этом первоначальное давление закачки должно быть в пределах Рз=(0,45…0,55)·Рг, где Рг - вертикальное горное давление пород. Согласно расчетам, такое давление способствует эффективному повышению пластового давления.
Закачку воды ведут до повышения давления закачки Рз не менее чем в 2 раза по сравнению с первоначальным в каждой нагнетательной скважине. Расчеты показывают, что при повышении давления закачки менее чем в 2 раза газ, закачанный на первом этапе, не успевает раствориться в нефти.
Таким образом, закачку ведут в течение времени t2, за которое в каждую нагнетательную скважину закачивают разные объемы воды (т.к. приемистость каждой скважины различна). В целом по участку залежи закачивают объем воды Qв. На втором этапе газ, закачанный на первом этапе, за счет высокого пластового давления растворяется в нефти и снижает ее вязкость, повышая тем самым подвижность нефти.
3. Закачку останавливают. Добывающие скважины пускают в работу. Добывающие скважины работают в течение времени t3 до снижения пластового давления на более чем 20% от первоначального. При этом попутный нефтяной газ собирают в резервуары для последующего его использования в первом этапе. За время t3 добывающие скважины в сумме по участку отбирают нефть в количестве Qн.
Далее вновь переходят к первому этапу и циклы повторяют.
Дополнительно в залежах с вязкостью нефти в пластовых условиях более чем 50 мПа·с на втором этапе закачивают воду с температурой на забое не менее чем 90°C. Согласно расчетам, это позволяет значительно повысить подвижность высоковязкой нефти. Также исследования показали, что при вязкости нефти менее 50 мПа·с растворения в нефти газа достаточно для повышения подвижности нефти,
В добывающие скважины на первом и втором этапах, так же как и в нагнетательные скважины, возможна закачка соответственно газа и воды. Данный способ применяют в тех случаях, когда пластовое давление в залежи быстро падает, например в трещиноватых коллекторах. Дополнительная закачка в добывающие скважины позволяет увеличить пластовое давление.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка нефтяной залежи.
Результатом внедрения данного способа является повышение степени нефтеизвлечения, увеличение коэффициента вытеснения и снижение вязкости нефти. Примеры конкретного выполнения способа
Пример 1. На участке нефтяной залежи A (фиг.1), продуктивные пласты которого представлены терригенными отложениями, бурят по пятиточечной системе Nдс=9 добывающих и Nнс=4 нагнетательные скважины, обустраивают их, пускают в работу.
Параметры пласта участка залежи следующие: глубина 1030 м, начальное пластовое давление - 9,7 МПа, начальная пластовая температура - 25°C, проницаемость - 240 мД, пористость - 0,16, вязкость нефти в пластовых условиях - 41 мПа·с, толщина пласта - 10 м, газовый фактор Г=15 м3/т.
Разработка заводнением в течение первых 5 лет показывает ее низкую эффективность. Дебиты нефти, несмотря на заводнение, не превышают 4 т/сут, обводненность растет высокими темпами, а пластовое давление снижается.
По данным бурения скважин строят композиционную гидродинамическую модель нефтяной залежи, в которой рассчитывают технологию последовательной закачки газа и воды, определяют их оптимальные параметры. В результате моделирования получили продолжительность времени каждого этапа:
t1=6 сут - время закачки газа при остановленных добывающих скважинах,
t2=9 сут - время закачки воды при остановленных добывающих скважинах,
t3=25 сут - время добычи продукции из добывающих скважин при остановленных нагнетательных скважинах.
На основе данных моделирования переходят к последовательной циклической закачке газа и воды, состоящей из трех этапов:
1. Добывающие скважины останавливают. До этого в течение t3=25 сут производили сбор в резервуар попутного нефтяного газа. Средний дебит по нефти добывающих скважин за это время составил qн=3,5 т/сут. Таким образом, в каждую нагнетательную скважину закачивают попутный нефтяной газ с расходом:
За данное время t1=6 сут закачивают в целом по участку газа Qг=qг·t1·Nнс=492·6·4=11,8 тыс. м3 газа.
2. Добывающие скважины остановлены. После закачки газа переходят на закачку подтоварной воды. На основе исследований в нагнетательных скважинах по определению коэффициента продуктивности, на основе которого определяют приемистость скважины в зависимости от давления закачки, а также по результатам моделирования, была установлена оптимальная приемистость нагнетательных скважин по воде, которая составила в среднем q3=100 м3/сут при начальном давлении закачки Рз=0,55·Рг=0,55·24,2=13,3 МПа.
Закачку воды ведут до повышения давления закачки Рз не менее чем в 2 раза по сравнению с первоначальным в каждой нагнетательной скважине, т.е. не менее Рз=2·13,3=26,6 МПа.
Данные по расчетам на модели относительно времени закачки подтвердились. При t2=9 сут давление закачки увеличилось в 2,5 раза. Нагнетательные скважины останавливают.
В целом по участку залежи за время t2=9 сут закачали объем воды Qв=q3·t2·Nнс=100·9·4=3,6 тыс. м3.
3. Закачку останавливают. Добывающие скважины пускают в работу. Дебиты нефти их возросли до 10 т/сут. Добывающие скважины работают в течение времени t3=25 сут до снижения пластового давления на более чем 20% от первоначального. Расчеты на модели подтвердились, за 25 сут пластовое давление упало на 28% от первоначального.
Попутный нефтяной газ в течение t3=25 сут собирают в резервуары для последующего его использования на первом этапе. Средний дебит нефти за время t3=25 сут составил qн=5,2 т/сут, добывающие скважины в сумме отбирают нефть, в количестве Qн=qн·t3·Nдс=5,2·25·9=1,17 тыс. т и соответственно газа Qн=15·1,17=17,55 тыс. м3.
Далее вновь переходят к первому этапу и циклы повторяют.
Пример 2. Выполняют, как пример 1. Залежь представлена карбонатным коллектором, имеет нефть с вязкостью в пластовых условиях 260 мПа·с и залегает на глубине 910 м. На втором этапе закачивают воду с температурой на забое 90°C при начальном давлении закачки Рз=0,45·Рг=0,45·21,4=9,6 МПа.
Пример 3. Выполняют, как пример 1 или 2. Залежь представлена карбонатным трещинно-поровым коллектором. В процессе разработки пластовое давление в залежи быстро падает, за 2 года с первоначального 9 МПа до 6 МПа. В добывающие скважины на первом и втором этапах, так же как и в нагнетательные скважины, закачивают соответственно попутный нефтяной газ и подтоварную воду.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.
В результате за время разработки, которое ограничили обводнением добывающих скважин до 98%, либо достижением минимально рентабельного дебита нефти по скважине 0,5 т/сут, было добыто с участка 624,5 тыс. т нефти, коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,376. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 566,4 тыс. т нефти, КИН составил 0,341. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,035.
Предлагаемый способ, за счет снижения вязкости нефти и повышения коэффициента вытеснения, позволяет увеличить нефтеотдачу нефтяной залежи.
Claims (3)
1. Способ разработки нефтяной залежи закачкой воды и газа, включающий бурение или выбор уже пробуренных добывающих и нагнетательных скважин на участке нефтяной залежи, закачку воды и попутного нефтяного газа в нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, отличающийся тем, что по данным бурения вертикальных скважин предварительно проводят расчеты оптимальных параметров закачки воды и газа на композиционной гидродинамической модели, закачку ведут в циклическом режиме, состоящем из трех этапов, на первом этапе добывающие скважины останавливают, закачивают газ в объеме, который был отобран за время работы добывающих скважин, на втором этапе при также остановленных добывающих скважинах ведут закачку воды до повышения давления закачки не менее чем в 2 раза по сравнению с первоначальным, при этом первоначальное давление закачки поддерживают в пределах Pз=(0,45…0,55)·Pг, где Pг - вертикальное горное давление пород, после чего переходят к третьему этапу, закачку прекращают, добывающие скважины пускают в работу, при этом попутный нефтяной газ собирают в резервуары для последующего его использования в первом этапе, при снижении пластового давления на более чем 20% от первоначального, цикл повторяют, причем на первом этапе приемистость закачиваемого газа qг в каждую нагнетательную скважину определяют по формуле:
qг=qн·t3·Г·Nдc/(t1·Nнc), м3/сут,
где qн - средний дебит нефти одной добывающей скважины за время t3, т/сут,
Г - газовый фактор, м3/г,
Nдс - число добывающих скважин,
Nнс - число нагнетательных скважин,
t3 - время добычи продукции из добывающих скважин при остановленных нагнетательных скважинах,
t1 - время закачки газа при остановленных добывающих скважинах.
qг=qн·t3·Г·Nдc/(t1·Nнc), м3/сут,
где qн - средний дебит нефти одной добывающей скважины за время t3, т/сут,
Г - газовый фактор, м3/г,
Nдс - число добывающих скважин,
Nнс - число нагнетательных скважин,
t3 - время добычи продукции из добывающих скважин при остановленных нагнетательных скважинах,
t1 - время закачки газа при остановленных добывающих скважинах.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в залежах с вязкостью нефти в пластовых условиях более чем 50 мПа·с на втором этапе закачивают воду с температурой на забое не менее чем 90°C.
3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что в добывающие скважины на первом и втором этапах, так же как и в нагнетательные скважины, закачивают соответственно газ и воду.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013150952/03A RU2527432C1 (ru) | 2013-11-18 | 2013-11-18 | Способ разработки нефтяной залежи закачкой воды и газа |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013150952/03A RU2527432C1 (ru) | 2013-11-18 | 2013-11-18 | Способ разработки нефтяной залежи закачкой воды и газа |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2527432C1 true RU2527432C1 (ru) | 2014-08-27 |
Family
ID=51456523
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013150952/03A RU2527432C1 (ru) | 2013-11-18 | 2013-11-18 | Способ разработки нефтяной залежи закачкой воды и газа |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2527432C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN117148900A (zh) * | 2023-10-27 | 2023-12-01 | 济南泰格电子技术有限公司 | 一种档案库的环境安全管理方法及装置 |
| RU2810671C1 (ru) * | 2023-03-23 | 2023-12-28 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ оптимизации закачки воды в нагнетательные скважины на начальном этапе их работы |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4427067A (en) * | 1982-08-06 | 1984-01-24 | Exxon Production Research Co. | Water and miscible fluid flooding method having good vertical conformance for recovering oil |
| RU2096593C1 (ru) * | 1996-07-05 | 1997-11-20 | Акционерное общество открытого типа "Ноябрьскнефтегаз" | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2184216C1 (ru) * | 2000-10-13 | 2002-06-27 | Хисамутдинов Наиль Исмагзамович | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2307239C1 (ru) * | 2006-04-10 | 2007-09-27 | Федеральное агентство по образованию Российский Государственный Университет нефти и газа им. И.М. Губкина | Способ разработки нефтяной залежи с подошвенной водой |
| RU2331761C1 (ru) * | 2007-10-03 | 2008-08-20 | Антон Юрьевич Батурин | Способ разработки низкопроницаемой залежи нефти |
| RU2339802C1 (ru) * | 2007-02-12 | 2008-11-27 | Владислав Иванович Корпусов | Циклический способ разработки залежей нефти |
| RU2386797C1 (ru) * | 2009-02-11 | 2010-04-20 | Алексей Александрович Севастьянов | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2387812C1 (ru) * | 2009-02-04 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами |
-
2013
- 2013-11-18 RU RU2013150952/03A patent/RU2527432C1/ru active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4427067A (en) * | 1982-08-06 | 1984-01-24 | Exxon Production Research Co. | Water and miscible fluid flooding method having good vertical conformance for recovering oil |
| RU2096593C1 (ru) * | 1996-07-05 | 1997-11-20 | Акционерное общество открытого типа "Ноябрьскнефтегаз" | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2184216C1 (ru) * | 2000-10-13 | 2002-06-27 | Хисамутдинов Наиль Исмагзамович | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2307239C1 (ru) * | 2006-04-10 | 2007-09-27 | Федеральное агентство по образованию Российский Государственный Университет нефти и газа им. И.М. Губкина | Способ разработки нефтяной залежи с подошвенной водой |
| RU2339802C1 (ru) * | 2007-02-12 | 2008-11-27 | Владислав Иванович Корпусов | Циклический способ разработки залежей нефти |
| RU2331761C1 (ru) * | 2007-10-03 | 2008-08-20 | Антон Юрьевич Батурин | Способ разработки низкопроницаемой залежи нефти |
| RU2387812C1 (ru) * | 2009-02-04 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами |
| RU2386797C1 (ru) * | 2009-02-11 | 2010-04-20 | Алексей Александрович Севастьянов | Способ разработки нефтяной залежи |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2810671C1 (ru) * | 2023-03-23 | 2023-12-28 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ оптимизации закачки воды в нагнетательные скважины на начальном этапе их работы |
| CN117148900A (zh) * | 2023-10-27 | 2023-12-01 | 济南泰格电子技术有限公司 | 一种档案库的环境安全管理方法及装置 |
| CN117148900B (zh) * | 2023-10-27 | 2024-02-02 | 济南泰格电子技术有限公司 | 一种档案库的环境安全管理方法及装置 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN105626006B (zh) | 低渗透油藏co2驱技术极限井距确定方法 | |
| CN102913221B (zh) | 一种低渗储层的体积改造工艺 | |
| RU2566542C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и подошвенной водой | |
| US20150083398A1 (en) | Producing hydrocarbons | |
| US20120292026A1 (en) | Systems and methods for producing oil and/or gas | |
| RU2342522C1 (ru) | Циклический способ разработки залежей углеводородов скважинами с горизонтальным стволом | |
| CA3000260C (en) | Methods for performing fracturing and enhanced oil recovery in tight oil reservoirs | |
| RU2011117402A (ru) | Способ добычи нефти и других пластовых жидкостей из коллектора (варианты) | |
| CN106437642A (zh) | 一种裂缝性油藏水平井注采异步开采方法 | |
| CN104265254A (zh) | 深层超稠油多段塞注油溶性降粘剂和液态co2采油工艺方法 | |
| RU2515651C1 (ru) | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины | |
| Abramova et al. | Analysis of the modern methods for enhanced oil recovery | |
| CN104453806A (zh) | 一种注氮气解除砂岩凝析气藏水锁的方法 | |
| RU2448240C1 (ru) | Способ разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах с водонефтяными зонами | |
| CN109356558A (zh) | 一种单井多油层平面分支多裂缝压裂工艺 | |
| RU2550642C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами | |
| RU2540713C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2527432C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи закачкой воды и газа | |
| RU2494246C1 (ru) | Способ обработки околоскважинной зоны | |
| CN114439437A (zh) | 一种注水压驱提高低渗透油藏采收率的方法 | |
| RU2528309C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами с проведением многократного гидравлического разрыва пласта | |
| RU2514046C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| CN105715240B (zh) | 多级压裂水平井缝间间隔注水采油方法 | |
| RU2558546C1 (ru) | Способ разработки многопластового нефтяного месторождения | |
| RU2657589C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи |