RU2574890C1 - Способ разработки трещинно-порового слоистого коллектора - Google Patents
Способ разработки трещинно-порового слоистого коллектора Download PDFInfo
- Publication number
- RU2574890C1 RU2574890C1 RU2015110606/03A RU2015110606A RU2574890C1 RU 2574890 C1 RU2574890 C1 RU 2574890C1 RU 2015110606/03 A RU2015110606/03 A RU 2015110606/03A RU 2015110606 A RU2015110606 A RU 2015110606A RU 2574890 C1 RU2574890 C1 RU 2574890C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- horizontal
- injection
- oil
- layer
- bhw
- Prior art date
Links
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 41
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 41
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 claims abstract description 37
- 210000001736 Capillaries Anatomy 0.000 claims abstract description 27
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 21
- 230000000875 corresponding Effects 0.000 claims abstract description 18
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000010410 layer Substances 0.000 claims description 30
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 claims description 29
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 210000000474 Heel Anatomy 0.000 claims description 4
- 210000003371 Toes Anatomy 0.000 claims description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 3
- 230000001143 conditioned Effects 0.000 claims description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 14
- 210000002320 Radius Anatomy 0.000 abstract description 2
- 238000005213 imbibition Methods 0.000 abstract 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate dianion Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 9
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 239000000700 tracer Substances 0.000 description 2
- XOFYZVNMUHMLCC-ZPOLXVRWSA-N Prednisone Chemical compound O=C1C=C[C@]2(C)[C@H]3C(=O)C[C@](C)([C@@](CC4)(O)C(=O)CO)[C@@H]4[C@@H]3CCC2=C1 XOFYZVNMUHMLCC-ZPOLXVRWSA-N 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 229910052570 clay Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- GNBHRKFJIUUOQI-UHFFFAOYSA-N fluorescein Chemical compound O1C(=O)C2=CC=CC=C2C21C1=CC=C(O)C=C1OC1=CC(O)=CC=C21 GNBHRKFJIUUOQI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 description 1
- 230000001737 promoting Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000035899 viability Effects 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
Images
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородных по толщине слоистых трещинно-поровых карбонатных коллекторов с заводнением. Технический результат - повышение равномерности выработки запасов нефти и увеличение нефтеотдачи слоистого коллектора. По способу осуществляют бурение вертикальных нагнетательных и разветвленно-горизонтальных - РГС добывающих скважин. Горизонтальные стволы размещают в нефтенасыщенных пропластках. Осуществляют одновременную добычу нефти из горизонтальных стволов добывающих скважин и закачку рабочего агента в нагнетательные скважины. При этом бурят основной вертикальный ствол РГС. Исследованиями определяют время движения фронта капиллярной пропитки от нагнетательной скважины по каждому пропластку коллектора к основному вертикальному стволу РГС. На основе этого рассчитывают удельную скорость капиллярной пропитки каждого пропластка из аналитического выражения. В пропластке, соответствующем наименьшему значению удельной скорости капиллярной пропитки, бурят горизонтальный ствол из основной вертикальной РГС под углом α=50-70° к линии, являющейся наименьшим расстоянием между добывающей и нагнетательной скважинами. Устанавливают длину горизонтального ствола и расстояние продвижения фронта капиллярной пропитки. Для остальных пропластков определяют пройденные капиллярной пропиткой расстояния, являющиеся радиусами условных окружностей в соответствующем пропластке. К условным окружностям проводят касательные из точки основного вертикального ствола РГС в соответствующем пропластке. По полученным касательным бурят горизонтальные стволы РГС с длинами, соответствующими точке касания с окружностями. В основном вертикальном стволе РГС между пропластками устанавливают профильные перекрыватели. В каждом горизонтальном стволе размещают на равном расстоянии от 1 до 5 пакеров. В процессе эксплуатации РГС последовательно от «носка» горизонтального ствола к «пятке» отключают обводнившиеся интервалы при продвижении фронта пропитки от нагнетательной скважины к добывающей. 1 табл., 2 ил.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородных по толщине слоистых трещинно-поровых карбонатных коллекторов с заводнением.
Известен способ разработки залежей нефти в слоистых карбонатных коллекторах, включающий выделение совпадающих в плане верхней пластовой залежи в карбонатных коллекторах с эффективными нефтенасыщенными толщинами не менее 3 м и нижней массивной залежи с общими нефтенасыщенными толщинами более 15 м, между выделенными залежами устанавливают профильный перекрыватель, спускают обсадную колонну до кровли нижней залежи с фильтром в продуктивной части верхней залежи, цементируют затрубное пространство, вскрывают верхний продуктивный интервал, спускают два лифта, бурят вертикальные и/или наклонно направленные или разветвленные горизонтальные нагнетательные скважины в соответствии с проектной сеткой. Размещают горизонтальные стволы нагнетательных скважин параллельно плоскости горизонтальных стволов добывающих скважин. При наличии санитарно-защитных зон и нефтенасыщенных толщин пласта-коллектора верхней пластовой залежи более 5 м предусматривают бурение многозабойной горизонтальной скважины. Закачку рабочего агента осуществляют циклически в верхнюю и нижнюю залежи при их одновременно-раздельной эксплуатации (патент РФ №2305758, кл. Е21В43/14, опубл. 10.09.2007).
Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача в связи с недостаточно равномерной выработкой запасов в условиях неоднородного коллектора.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки залежи нефти в слоистых карбонатных коллекторах, включающий размещение, бурение вертикальных нагнетательных и разветвленной горизонтальной добывающей скважины с горизонтальными стволами, закачку вытесняющей жидкости через вертикальные нагнетательные скважины и отбор продукции через разветвленную горизонтальную добывающую скважину. Выделяют не менее двух тонких карбонатных пластов-коллекторов, совпадающих в плане, расположенных в непосредственной близости друг от друга, разделенных глинистыми прослоями-перемычками, уточняют распространение нефтенасыщенных толщин пластов-коллекторов по площади залежи, выбирают участки с предельно-допустимыми эффективными нефтенасыщенными толщинами пластов-коллекторов не менее двух метров каждый, затем бурят разветвленную горизонтальную скважину для одновременной разработки двух и более пластов-коллекторов, размещают горизонтальные стволы в самых проницаемых интервалах пластов, причем стволы проводят в направлении увеличения эффективных нефтенасыщенных толщин, а длину стволов принимают обратно пропорциональной их проницаемости (патент РФ № 2387815, кл. Е21В43/20, опубл. 27.04.2010 - прототип).
В известном способе применительно к карбонатным коллекторам не учитывается трещиноватость. Кроме того, на фильтрацию жидкости в пласте оказывают влияние не только проницаемость, но другие параметры, такие как смачиваемость, поверхностное натяжение и пр. Данные факторы не учитываются, поэтому равномерность выработки и нефтеотдача при реализации данного способа оказываются невысокими.
В предложенном изобретении решается задача повышения равномерности выработки запасов нефти и увеличения нефтеотдачи слоистого коллектора.
Задача решается тем, что в способе разработки трещинно-порового слоистого коллектора, включающем бурение вертикальных нагнетательных и разветвленно-горизонтальных (РГС) добывающих скважин, размещение горизонтальных стволов в нефтенасыщенных пропластках, одновременную добычу нефти из горизонтальных стволов добывающих скважин и закачку рабочего агента в нагнетательные скважины, согласно изобретению, бурят основной вертикальный ствол РГС, исследованиями определяют время tn движения фронта капиллярной пропитки от нагнетательной скважины по каждому пропластку коллектора к основному вертикальному стволу РГС, на основе которого рассчитывают удельную скорость капиллярной пропитки βn каждого пропластка из уравнения:
где rn - расстояние, пройденное фронтом пропитки за время tn в n-м пропластке, м,
βn - удельная скорость капиллярной пропитки n-го пропластка, 1/с,
q - расход воды в нагнетательную скважину, м3/сут,
hn - толщина n-го пропластка, м,
ηn - конечная нефтенасыщенность n-го пропластка, м,
mn - пористость блоков породы n-го пропластка, д.ед.,
S0n - начальная нефтенасыщенность n-го пропластка, д.ед.,
tn - время продвижения фронта капиллярной пропитки в n-м пропластке от нагнетательной скважины к добывающей, с,
erf(x) - функция ошибок,
π=3,14,
в пропластке, соответствующем наименьшему значению βn, бурят горизонтальный ствол из основной вертикальной РГС под углом α=50-70° к линии, являющейся наименьшим расстоянием L между добывающей и нагнетательной скважинами, причем длина горизонтального ствола составляет L·cosα, а фронт капиллярной пропитки в данном пропластке пройдет расстояние rn=L·sinα за время t, которое рассчитывают по уравнению (1), для остальных пропластков определяют пройденные капиллярной пропиткой за t расстояния rn, являющиеся радиусами условных окружностей в соответствующем n-м пропластке, к условным окружностям проводят касательные из точки основного вертикального ствола РГС в соответствующем пропластке, по полученным касательным бурят горизонтальные стволы РГС с длинами, соответствующими точке касания с окружностями, в основном вертикальном стволе РГС между пропластками устанавливают профильные перекрыватели, в каждом горизонтальном стволе размещают на равном расстоянии от 1 до 5 пакеров, в процессе эксплуатации РГС последовательно от «носка» горизонтального ствола к «пятке» отключают обводнившиеся интервалы при продвижении фронта пропитки от нагнетательной скважины к добывающей.
Сущность изобретения
На нефтеотдачу неоднородного по толщине слоистого трещинно-порового карбонатного коллектора, разрабатываемого заводнением, существенное влияние оказывает равномерность выработки запасов нефти. Скорость капиллярной пропитки в каждом из пропластков разная, что связано с некоторым различием в их геолого-физических характеристиках. Удельная скорость пропитки β в уравнении (1), полученном из теории, предложенной Г.И. Баренблаттом и Ю.П. Желтовым, учитывает проницаемость блоков породы, вязкость нефти, коэффициент межфазного натяжения на границе нефть-вода, угол избирательного смачивания породы водой и градиент давления, за счет которого нефть перетекает из блоков в трещины. Таким образом, при расчёте скорости фильтрации в трещинно-поровом коллекторе коэффициент β будет разным в каждом из пропластков, что при их совместной эксплуатации приведет к неравномерной выработке запасов и раннему обводнению скважины. Существующие технические решения не в полной мере позволяют осуществлять равномерную выработку нефти из таких коллекторов. В предложенном изобретении решается задача повышения равномерности выработки запасов нефти и увеличения нефтеотдачи слоистого коллектора. Задача решается следующим образом.
На фиг. 1 представлено схематическое изображение участка нефтеносной залежи в плане с размещением скважин и стволов РГС. На фиг. 2 приведено схематическое изображение участка нефтеносной залежи в вертикальном разрезе с пропластками и размещением скважин и стволов РГС. Обозначения: 1 - основной вертикальный ствол добывающей РГС, 2 - нагнетательная скважина, 3-5 - касательные к условным окружностям радиусов r1, r2, r3 соответствующих пропластков, в которых происходит плоско-радиальная фильтрация закачиваемой воды, 6 - профильные перекрыватели, 7 - пакера, r1-r3 - радиусы условных окружностей, I-III - горизонтальные стволы РГС соответствующих пропластков, s1-s3 - длины горизонтальных стволов I-III, L - расстояние между основным вертикальным стволом добывающей РГС 1 и нагнетательной скважиной 2, α1-α3 - угол между линией L и стволом РГС в соответствующем пропластке I-III.
Способ реализуют следующим образом.
На участке неоднородной по толщине слоистой залежи, коллектор которой представлен порово-трещинными карбонатными отложениями, бурят вертикальные добывающую 1 и нагнетательную 2 скважины на расстоянии L друг от друга (фиг. 1). Количество нефтенасыщенных пропластков составляет, например, три (фиг. 2). Для повышения продуктивности добывающей скважины 1 необходимо в каждый пропласток пробурить горизонтальный ствол. Таким образом, скважина 1 является основным вертикальным стволом РГС. Для того чтобы выработка запасов всех пропластков происходила равномерно, несмотря на различную скорость пропитки β (см. уравнение 1), горизонтальные стволы I-III необходимо размещать под углами в горизонтальной плоскости к вертикальной нагнетательной скважине 2. Считая, что продвижение фронта пропитки водой от нагнетательной скважины 2 происходит в плоско-радиальном режиме, углы можно определить, проведя касательные 3-5 (фиг. 1) к условным окружностям, радиусов r1, r2, r3 соответственно. В свою очередь данные радиусы можем рассчитать по уравнению (1).
Для этого предварительно трассерными исследованиями определяют время tn движения фронта капиллярной пропитки от нагнетательной скважины 2 по каждому пропластку коллектора (отсекая пакерами другие пропластки) к основному вертикальному стволу РГС 1. На основе tn рассчитывают удельную скорость капиллярной пропитки βn каждого пропластка из уравнения (1). В пропластке, соответствующем наименьшему значению βn, например, третьему с β3, бурят горизонтальный ствол из основной вертикальной РГС 1 под углом α3=50-70° к линии, являющейся наименьшим расстоянием L между добывающей и нагнетательной скважинами. Длину горизонтального ствола III определяют, как s3=L·cosα. Фронт капиллярной пропитки в данном пропластке пройдет расстояние r3=L·sinα за время t, которое рассчитывают по уравнению (1).
Далее для остальных пропластков определяют пройденные капиллярной пропиткой за время t расстояния r1 и r2, являющиеся радиусами условных окружностей в соответствующих пропластках. К условным окружностям проводят касательные 3 и 4 из точки основного вертикального ствола РГС 1 в соответствующем пропластке. По полученным касательным бурят горизонтальные стволы РГС с длинами s2 и s3, соответствующими точке касания с окружностями.
Расчеты показали, что для наименьшего β угол α в указанных диапазонах 50-70° для одного ствола и соответственно для всех остальных стволов, направление которых зависит от t, достигается максимальная нефтеотдача.
В основном вертикальном стволе РГС между пропластками устанавливают профильные перекрыватели 6.
В каждом горизонтальном стволе размещают на равном расстоянии от 1 до 5 пакеров 7. В процессе эксплуатации РГС 1 последовательно от «носка» горизонтальных стволов I-III к «пятке» отключают обводнившиеся интервалы при продвижении фронта пропитки от нагнетательной скважины 2 к добывающей 1. Расчеты показали, что чем меньше угол α, т.е. наклон горизонтального ствола больше в сторону к нагнетательной скважине, тем обводнение ствола происходит более резкими темпами и требуется большее количество пакеров 7, чтобы осуществлять последовательное отключение обводнившихся интервалов для достижения наибольшей нефтеотдачи. Поэтому большее количество пакеров 7 необходимо устанавливать на стволы с меньшим значением углов α. Количество пакеров 7 ограничено пятью ввиду экономической рентабельности.
Используя данный подход, разбуривают всю залежь.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи.
Результатом внедрения данного способа является повышение равномерности выработки запасов нефти и увеличения нефтеотдачи слоистого коллектора.
Примеры конкретного выполнения способа.
Пример 1. На участке неоднородной по толщине слоистой массивной залежи, коллектор которой представлен порово-трещинными карбонатными отложениями башкирского яруса, бурят вертикальные добывающую 1 и нагнетательную 2 скважины на расстоянии L=300 м друг от друга (фиг. 1). Количество нефтенасыщенных пропластков залежи составляет три (фиг. 2).
Начальное пластовое давление на участке залежи 10 МПа, давление насыщения нефти газом 1 МПа, общая толщина составляет 20 м, пористость блоков m=0,124 д.ед., начальная нефтенасыщенность S0=0,816 д.ед., конечная нефтенасыщенность η=0,141 д.ед. В нагнетательную скважину ведется закачка воды с расходом 10 м3/сут.
Трассерными исследованиями (закачкой воды, меченной флуоресцеином) определяют время tn движения фронта капиллярной пропитки от нагнетательной скважины 2 по каждому пропластку коллектора (отсекая пакерами другие пропластки) к основному вертикальному стволу РГС 1. На основе tn рассчитывают удельную скорость капиллярной пропитки βn каждого пропластка из уравнения (1). Данные по hn, tn, βn приведены в таблице 1.
В пропластке, соответствующем наименьшему значению βn, т.е. третьему с β3=4,91·10-12, бурят горизонтальный ствол из основной вертикальной РГС 1 под углом α3=70° к линии L. Длину горизонтального ствола III определяют, как s3=L·cosα=300·cos70=103 м. Фронт капиллярной пропитки в данном пропластке пройдет расстояние r3= L·sinα= 300·sin70=282 м за время t=15,6 сут, которое рассчитывают по уравнению (1).
Для остальных пропластков определяют пройденные капиллярной пропиткой за время t=15,6 сут расстояния r1 и r2, являющиеся радиусами условных окружностей в соответствующих пропластках. К условным окружностям проводят касательные 3 и 4 из точки основного вертикального ствола РГС 1 в соответствующем пропластке. По полученным касательным бурят горизонтальные стволы РГС с длинами, соответствующими точке касания с окружностями. Значения s1 и s2 длин стволов I и II можно рассчитать по теореме Пифагора, зная L и rn: s2=(L2-r2 2)0,5=(3002-2372)0,5=184 м, s1=(L2-r1 2)0,5=(3002-2542)0,5=160 м. Значения углов α1 и α2 можно рассчитать как αn=Arccos(sn/L). Расчетные значения rn, sn и αn приведены в таблице 1.
В основном вертикальном стволе РГС между пропластками устанавливают профильные перекрыватели 6.
В горизонтальном стволе III размещают в центре один (делят длину ствола s2 на два равных расстояния) водонабухающий пакер 7 фирмы ТАМ. В горизонтальном стволе I аналогично размещают два пакера 7, а в стволе II - три пакера 7, которые делят стволы на равные отрезки.
В процессе эксплуатации РГС 1 последовательно от «носка» горизонтальных стволов I-III к «пятке» отключают обводнившиеся интервалы при продвижении фронта пропитки от нагнетательной скважины 2 к добывающей 1.
Используя данный подход, разбуривают всю залежь.
Пример 2. Выполняют как пример 1. В пропластке, соответствующем наименьшему значению βn, бурят горизонтальный ствол из основной вертикальной РГС 1 под углом αn=50° к линии L. В горизонтальном стволе I размещают пять пакеров 7, которые делят ствол на равные отрезки.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.
В результате за время разработки участка залежи, представленного одной добывающей РГС и одной нагнетательной скважиной, которое ограничили обводнением скважины до 98%, было добыто 168,3 тыс.т нефти, коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,375. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 138,2 тыс.т нефти, КИН - 0,308. Прирост КИН по предлагаемому способу составил 0,067.
Предлагаемый способ позволяет увеличить нефтеотдачу залежи.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения равномерности выработки запасов нефти и увеличения нефтеотдачи слоистого коллектора.
Claims (1)
- Способ разработки трещинно-порового слоистого коллектора, включающий бурение вертикальных нагнетательных и разветвленно-горизонтальных добывающих скважин - РГС, размещение горизонтальных стволов в нефтенасыщенных пропластках, одновременную добычу нефти из горизонтальных стволов добывающих скважин и закачку рабочего агента в нагнетательные скважины, отличающийся тем, что бурят основной вертикальный ствол РГС, исследованиями определяют время tn движения фронта капиллярной пропитки от нагнетательной скважины по каждому пропластку коллектора к основному вертикальному стволу РГС, на основе которого рассчитывают удельную скорость капиллярной пропитки βn каждого пропластка из уравнения:
где rn - расстояние, пройденное фронтом пропитки за время tn в n-м пропластке, м;
βn - удельная скорость капиллярной пропитки n-го пропластка, 1/сут;
q - расход воды в нагнетательную скважину, м3/сут;
hn - толщина n-го пропластка, м;
ηn - конечная нефтенасыщенность n-го пропластка, д.ед.;
mn - пористость блоков породы n-го пропластка, д.ед.;
S0n - начальная нефтенасыщенность n-го пропластка, д.ед.;
tn - время продвижения фронта капиллярной пропитки в n-м пропластке от нагнетательной скважины к добывающей, сут;
erf(x) - функция ошибок;
в пропластке, соответствующем наименьшему значению βn, бурят горизонтальный ствол из основной вертикальной РГС под углом α=50-70° к линии, являющейся наименьшим расстоянием L между добывающей и нагнетательной скважинами, причем длина горизонтального ствола составляет L·cosα, а фронт капиллярной пропитки в данном пропластке пройдет расстояние rn=L·sinα за время tn, которое рассчитывают по уравнению (1), для остальных пропластков определяют пройденные капиллярной пропиткой за tn расстояния rn, являющиеся радиусами условных окружностей в соответствующем n-м пропластке, к условным окружностям проводят касательные из точки основного вертикального ствола РГС в соответствующем пропластке, по полученным касательным бурят горизонтальные стволы РГС с длинами, соответствующими точке касания с окружностями, в основном вертикальном стволе РГС между пропластками устанавливают профильные перекрыватели, в каждом горизонтальном стволе размещают на равном расстоянии от 1 до 5 пакеров, в процессе эксплуатации РГС последовательно от «носка» горизонтального ствола к «пятке» отключают обводнившиеся интервалы при продвижении фронта пропитки от нагнетательной скважины к добывающей.
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2574890C1 true RU2574890C1 (ru) | 2016-02-10 |
Family
ID=
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2630321C1 (ru) * | 2016-08-23 | 2017-09-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи нефти в слоистых коллекторах разветвленной горизонтальной скважиной |
CN110761768A (zh) * | 2018-07-26 | 2020-02-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 井网及稠油的开采方法 |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4682652A (en) * | 1986-06-30 | 1987-07-28 | Texaco Inc. | Producing hydrocarbons through successively perforated intervals of a horizontal well between two vertical wells |
US5148869A (en) * | 1991-01-31 | 1992-09-22 | Mobil Oil Corporation | Single horizontal wellbore process/apparatus for the in-situ extraction of viscous oil by gravity action using steam plus solvent vapor |
RU2208140C1 (ru) * | 2002-08-15 | 2003-07-10 | Закиров Искандер Сумбатович | Способ разработки залежи нефти с низкопроницаемыми коллекторами |
RU2387815C1 (ru) * | 2009-04-21 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи нефти в слоистых карбонатных коллекторах |
RU2483207C2 (ru) * | 2011-07-29 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти |
RU2513962C1 (ru) * | 2013-03-06 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4682652A (en) * | 1986-06-30 | 1987-07-28 | Texaco Inc. | Producing hydrocarbons through successively perforated intervals of a horizontal well between two vertical wells |
US5148869A (en) * | 1991-01-31 | 1992-09-22 | Mobil Oil Corporation | Single horizontal wellbore process/apparatus for the in-situ extraction of viscous oil by gravity action using steam plus solvent vapor |
RU2208140C1 (ru) * | 2002-08-15 | 2003-07-10 | Закиров Искандер Сумбатович | Способ разработки залежи нефти с низкопроницаемыми коллекторами |
RU2387815C1 (ru) * | 2009-04-21 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи нефти в слоистых карбонатных коллекторах |
RU2483207C2 (ru) * | 2011-07-29 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти |
RU2513962C1 (ru) * | 2013-03-06 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2630321C1 (ru) * | 2016-08-23 | 2017-09-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи нефти в слоистых коллекторах разветвленной горизонтальной скважиной |
CN110761768A (zh) * | 2018-07-26 | 2020-02-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 井网及稠油的开采方法 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2526937C1 (ru) | Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи | |
RU2526430C1 (ru) | Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи горизонтальными скважинами с поддержанием пластового давления | |
RU2339801C2 (ru) | Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения разветвленными горизонтальными скважинами | |
RU2459934C1 (ru) | Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения | |
RU2455471C1 (ru) | Система разработки монолитного малопродуктивного зонально-неоднородного нефтяного пласта | |
RU2672292C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами с проведением многостадийного гидроразрыва пласта | |
RU2387815C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти в слоистых карбонатных коллекторах | |
RU2678337C1 (ru) | Способ разработки многопластовых залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти методом уплотняющей сетки | |
RU2305758C1 (ru) | Способ разработки залежей нефти | |
RU2485291C1 (ru) | Способ разработки продуктивного пласта с низкопроницаемым участком | |
RU2474678C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами | |
RU2439298C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти массивного типа с послойной неоднородностью | |
RU2528757C1 (ru) | Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи горизонтальными скважинами на естественном режиме | |
RU2550642C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами | |
RU2513216C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2431038C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти в слоистых коллекторах | |
RU2443855C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти с послойной неоднородностью | |
RU2578090C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2574890C1 (ru) | Способ разработки трещинно-порового слоистого коллектора | |
RU2517674C1 (ru) | Способ разработки неоднородной нефтяной залежи | |
RU2731973C1 (ru) | Способ разработки залежей нефти радиальной сеткой скважин | |
RU2533465C1 (ru) | Способ заканчивания и эксплуатации скважины подземного хранилища газа в водоносном пласте неоднородного литологического строения | |
RU2526037C1 (ru) | Способ разработки трещиноватых коллекторов | |
RU2595112C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи на поздней стадии разработки | |
RU2474677C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами |