RU2616052C1 - Method development of shaly carbonate oil pays - Google Patents
Method development of shaly carbonate oil pays Download PDFInfo
- Publication number
- RU2616052C1 RU2616052C1 RU2016117575A RU2016117575A RU2616052C1 RU 2616052 C1 RU2616052 C1 RU 2616052C1 RU 2016117575 A RU2016117575 A RU 2016117575A RU 2016117575 A RU2016117575 A RU 2016117575A RU 2616052 C1 RU2616052 C1 RU 2616052C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- horizontal
- well
- wells
- injection
- acid
- Prior art date
Links
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 title claims abstract description 22
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 45
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 45
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 32
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 30
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 19
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 10
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 7
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 claims abstract description 6
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims abstract description 5
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 claims abstract description 5
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 claims abstract description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 14
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 8
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 5
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 claims description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 20
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 abstract description 14
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000011027 product recovery Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 2
- 239000013598 vector Substances 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 239000010451 perlite Substances 0.000 description 1
- 235000019362 perlite Nutrition 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/046—Directional drilling horizontal drilling
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке мощных сланцевых карбонатных нефтяных коллекторов многостадийным гидравлическим разрывом пласта (МГРП) в режиме кислотно-гравитационного дренирования (КГД).The invention relates to the oil industry and may find application in the development of powerful shale carbonate oil reservoirs with multistage hydraulic fracturing (MHF) in the mode of acid-gravity drainage (QGD).
Известен способ гидроразрыва пласта в горизонтальном стволе скважины, включающий бурение скважины, цементирование горизонтального ствола скважины, перфорацию и формирование трещин с помощью гидроразрыва пласта в горизонтальной стволе скважины последовательно, начиная с конца, дальнего от оси вертикального ствола скважины, сообщающие горизонтальный ствол скважины с продуктивным пластом, при этом при проведении очередного гидравлического разрыва каждый перфорированный участок, через который производят гидроразрыв пласта, изолируют от остальной части колонны пакерами. Согласно изобретению, бурение горизонтального ствола скважины осуществляют в нефтенасыщенной части продуктивного пласта с цементированием кольцевого пространства между обсадной колонной и горной породой горизонтального ствола скважины, а перфорацию, азимутально сориентированную интервалами, производят с помощью гидромеханического щелевого перфоратора за одну спускоподъемную операцию, после чего спускают пакеры, отсекая каждый интервал, равный длине сформировавшейся щели, от остальной части колонны, а гидроразрыв пласта в горизонтальной части ствола скважины производят последовательно, начиная с дальнего от оси вертикального ствола скважины перфорированного участка горизонтального ствола скважины, причем гидромеханическую щелевую перфорацию выполняют двухстороннюю по формированию щелей, которые расположены относительно друг друга на 180° в вертикальной плоскости напротив друг друга, относительно оси горизонтального ствола скважины в одном интервале, либо выполняют одностороннюю гидромеханическую щелевую перфорацию с поворотом на 180° в вертикальной плоскости относительно оси горизонтального ствола скважины, поочередно через каждый последующий интервал - в шахматном порядке, равный длине сформированной щели, либо при малой толщине продуктивного пласта и при наличии активной подошвенной воды производят одностороннюю гидромеханическую щелевую перфорацию в направлении кровли пласта. Дополнительно проводят водоизоляционные работы на каждом из интервалов в отдельности через трещину разрыва (патент РФ №2401942, кл. Е21В 43/26, опубл. 20.10 2010). A known method of hydraulic fracturing in a horizontal wellbore, including drilling a well, cementing a horizontal wellbore, perforating and forming cracks using hydraulic fracturing in a horizontal wellbore sequentially, starting from the end farthest from the axis of the vertical wellbore, communicating the horizontal wellbore with the producing formation at the same time, during the next hydraulic fracturing, each perforated section through which hydraulic fracturing is performed is isolated from the rest of the column by packers. According to the invention, the drilling of a horizontal wellbore is carried out in the oil-saturated part of the reservoir with cementing the annular space between the casing and rock of the horizontal wellbore, and the perforation, azimuthally oriented by the intervals, is performed using a hydromechanical slotted perforator in one round-trip operation, after which the packers are lowered, cutting off each interval equal to the length of the formed gap from the rest of the column, and hydraulic fracturing in the horizon the entire part of the wellbore is performed sequentially, starting from the perforated section of the horizontal wellbore farthest from the axis of the vertical wellbore, and the hydromechanical slotted perforation is double-sided to form slots, which are 180 ° relative to each other in the vertical plane opposite each other, relative to the axis of the horizontal wellbore wells in one interval, or perform one-sided hydromechanical slotted perforation with a rotation of 180 ° in a vertical plane relative to the axis of the horizontal wellbore, alternately after each subsequent interval - in a checkerboard pattern equal to the length of the formed gap, or with a small thickness of the productive formation and in the presence of active bottom water, produce one-way hydromechanical slotted perforation in the direction of the formation roof. Additionally, waterproofing works are carried out at each of the intervals separately through the fracture gap (RF patent No. 2401942, class E21B 43/26, publ. 20.10 2010).
Недостатком известного способа является неконтролируемое развитие трещины в высоту, что при последующей эксплуатации скважины приводит к ее быстрому обводнению. Разработка коллекторов таким способом характеризуется невысокой нефтеотдачей. The disadvantage of this method is the uncontrolled development of a fracture in height, which during subsequent operation of the well leads to its rapid flooding. The development of reservoirs in this way is characterized by low oil recovery.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ поинтервального гидравлического разрыва карбонатного пласта в горизонтальном стволе скважины с подошвенной водой, включающий бурение горизонтального ствола скважины в продуктивном пласте с цементированием кольцевого пространства между обсадной колонной и горной породой, спуск в горизонтальный ствол скважины на колонне труб перфоратора и выполнение перфорационных отверстий в горизонтальном стволе скважины, направленных азимутально вверх, спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера, закачку по колонне труб жидкости разрыва и формирование трещин гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины. В известном способе горизонтальный ствол скважины в продуктивном пласте бурят параллельно направлению максимального напряжения горных пород, затем в горизонтальный ствол скважины на колонне гибких труб - ГТ спускают перфоратор и выполняют перфорационные отверстия в горизонтальном стволе скважины в один ряд, извлекают колонну ГТ с перфоратором из скважины, демонтируют перфоратор, после чего оснащают снизу колонну ГТ надувным пакером, спускают колонну ГТ до забоя осевым перемещением колонны ГТ от устья к забою на расстояние 50 м со скоростью 0,5 м/мин и одновременной закачкой вязкого геля с плотностью, большей плотности воды, в объеме, обеспечивающем заполнение кислотным вязкоупругим составом нижней части сечения горизонтального ствола скважины на 2/3 диаметра горизонтального ствола, сажают надувной пакер, производят ГРП закачкой загущенного кислотного состава с последующим заполнением гелированной жидкостью с деструктором перфорационных отверстий и верхней части сечения горизонтального ствола скважины на 1/3 диаметра горизонтального ствола, производят распакеровку надувного пакера, далее производят ГРП в оставшейся части горизонтального ствола, для этого вышеописанные операции повторяют, начиная с осевого перемещения колонны ГТ от устья к забою до заполнения обработанного интервала гелированной жидкостью с деструктором, по окончании выполнения поинтервального ГРП производят освоение скважины свабированием, при этом вязкоупругий гель разжижается при контакте с пластовыми флюидами и деблокирует дренируемые участки горизонтального ствола скважины и извлекается из скважины (патент РФ №2558058, кл. Е21В 43/27, опубл. 27.07.2015 - прототип).The closest in technical essence to the proposed method is a method of interval hydraulic fracturing of a carbonate formation in a horizontal wellbore with bottom water, comprising drilling a horizontal wellbore in a producing formation with cementing the annular space between the casing and rock, descent into the horizontal wellbore on a pipe string perforator and the implementation of perforations in the horizontal wellbore directed azimuthally upward, descent us tubing with a packer into the wellbore, the packer landing, injecting through the pipe string fracturing fluid and formation of cracks in hydraulic fracturing horizontal wellbore. In the known method, a horizontal wellbore in a producing formation is drilled parallel to the direction of maximum rock stress, then a perforator is lowered into a horizontal wellbore on a flexible pipe string — GT and perforations are made in the horizontal wellbore in a row, a GT string with a perforator is removed from the well, dismantle the punch, then equip the bottom of the GT column with an inflatable packer, lower the GT column to the bottom by axial movement of the GT column from the mouth to the bottom to a distance of 50 m from soon at a rate of 0.5 m / min and simultaneous injection of a viscous gel with a density greater than the density of water, in a volume that ensures filling with the viscoelastic composition of the lower part of the horizontal wellbore section by 2/3 of the horizontal wellbore diameter, an inflatable packer is planted, hydraulic fracturing is performed by injection of thickened acid of the composition, followed by filling the gelled liquid with a destructor of perforations and the upper part of the horizontal wellbore section by 1/3 of the diameter of the horizontal wellbore, unpack of an inflatable packer, then the hydraulic fracturing is carried out in the remaining part of the horizontal well; for this, the operations described above are repeated, starting from the axial displacement of the GT string from the mouth to the bottom to fill the treated interval with gelled liquid with a destructor; the gel liquefies upon contact with the formation fluids and releases the drained sections of the horizontal wellbore and is removed from the well (RF patent No. 2558058, cl. ЕВВ 43/27, publ. 07/27/2015 5 - prototype).
Известный способ позволяет управлять направлением роста трещины, однако не учитывает расположения соседних скважин, которые могут привести к отрицательному эффекту от гидроразрыва. Также не учитывается энергетическое состояние при разработке коллектора данным способом. Гидроразрыв приводит к резкому повышению дебитов, но снижает конечную нефтеотдачу. The known method allows you to control the direction of growth of the fracture, but does not take into account the location of neighboring wells, which can lead to a negative effect from hydraulic fracturing. Also, the energy state is not taken into account when developing the collector in this way. Hydraulic fracturing leads to a sharp increase in flow rates, but reduces the ultimate oil recovery.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи мощных сланцевых карбонатных нефтяных коллекторов.The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery from powerful shale carbonate oil reservoirs.
Задача решается тем, что в способе разработки сланцевых карбонатных нефтяных коллекторов, включающем бурение горизонтальных скважин, цементирование в горизонтальном стволе кольцевого пространства между обсадной колонной и коллектором, вторичное вскрытие коллектора с ориентированным направлением перфорационных отверстий в один ряд, проведение многостадийного гидравлического разрыва пласта - МГРП, применение пакеров для разделения горизонтальных стволов на участки, отбор продукции из горизонтальных скважин, согласно изобретению, выбирают карбонатный коллектор со средней толщиной H > 50 м и средней абсолютной проницаемостью менее 2 мД, бурят пару горизонтальных скважин параллельно друг другу в вертикальной плоскости, причем горизонтальный ствол нагнетательной скважины размещают над горизонтальным стволом добывающей скважины на расстоянии h = (0,5-0,9)·Н, длину каждого горизонтального ствола выполняют равной l ≥ 4·h, в верхней нагнетательной скважине ряд перфорационных отверстий ориентируют вниз, а в нижней добывающей – вверх, в обеих скважинах проводят кислотный МГРП с расстоянием между ступенями не более 50 м, причем местоположение каждой соответствующей ступени МГРП в добывающей и нагнетательной скважинах совпадает в структурном плане, скорость и объем закачиваемой кислоты определяют из условий, во-первых, образования структуры растворения карбонатов, представляющей из себя разветвленные полости, во-вторых, высотой a трещин, причем aд n+aн n=(1,0-1,1)·h, где индексы д и н относятся к добывающей и нагнетательной скважинам соответственно, n – номер ступени МГРП, после МГРП добывающую скважину осваивают и пускают в добычу, при каждом снижении дебита нефти добывающей скважины ниже экономически рентабельного значения, в нагнетательной скважине проводят большеобъемные кислотные обработки, причем перед подачей кислоты в нагнетательную скважину закачивают воду c общей минерализацией не более 1 г/л и взвешенными частицами, устойчивыми к воздействию применяемых кислот, с диметрами, превышающими средний диаметр поровых каналов коллектора, воду с частицами закачивают до тех пор, пока давление закачки не вырастит как минимум в пять раз, таким образом, коллектор сланцевой нефти разрабатывают в режиме кислотно-гравитационного дренирования – КГД.The problem is solved in that in a method for the development of shale carbonate oil reservoirs, including horizontal drilling, cementing in the horizontal bore of the annular space between the casing and the reservoir, the secondary opening of the reservoir with the oriented direction of the perforations in one row, multistage hydraulic fracturing, the use of packers for dividing horizontal trunks into sections, the selection of products from horizontal wells, according to the invention, in a carbonate reservoir is taken with an average thickness of H> 50 m and an average absolute permeability of less than 2 mD, a pair of horizontal wells are drilled parallel to each other in a vertical plane, and the horizontal well of the injection well is placed above the horizontal well of the producing well at a distance of h = (0.5-0 , 9) · N, the length of each horizontal wellbore is equal to l ≥ 4 · h, in the upper injection well, a number of perforation holes are oriented downward, and in the lower production well upward, in both wells an acid hydraulic fracturing is performed with the distance between the steps is not more than 50 m, and the location of each corresponding stage of hydraulic fracturing in the producing and injection wells coincides structurally, the speed and volume of the injected acid is determined from the conditions, firstly, the formation of the structure of dissolution of carbonates, which is a branched cavity, second, the height a of cracks, with a d n + a n n = (1.0-1.1) · h, where the indices d and n refer to production and injection wells, respectively, n is the number of the hydraulic fracturing stage, and after the hydraulic fracturing, the production well master and pus they are injected into production, with each decrease in the oil production rate of the producing well below an economically viable value, large-volume acid treatments are carried out in the injection well, and before the acid is fed into the injection well, water is pumped with a total mineralization of not more than 1 g / l and suspended particles that are resistant to the applied acids, with dimeters exceeding the average diameter of the pore channels of the collector, the water with particles is pumped until the injection pressure rises at least five times, thus , the shale oil reservoir is being developed in the mode of acid-gravity drainage - QGD.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Под сланцевыми здесь понимаются неоднородные слабопроницаемые коллекторы с проницаемостью, варьирующейся в пределах от нескольких единиц до нескольких сотен мкД (10-6 мкм2). Небольшие прослои коллектора также могут составлять несколько единиц мД (10-3 мкм2). Примером таких коллекторов могут служить доманиковые отложения на территории Республики Татарстан.Shale here refers to heterogeneous low-permeability reservoirs with permeability varying from a few units to several hundred mcD (10 -6 μm 2 ). Small interbeds of the reservoir may also be several units of MD (10 −3 μm 2 ). An example of such collectors is domanic deposits on the territory of the Republic of Tatarstan.
На нефтеотдачу мощных сланцевых карбонатных нефтяных коллекторов существенное влияние оказывает эффективность создаваемой системы разработки. Основным объектом воздействия для повышения нефтеотдачи является скелет породы – повышение его проницаемости. Для этого широкое применение нашли технологии гидроразрыва пласта (ГРП), для карбонатных коллекторов – кислотные гидроразрывы пласта. Однако гидроразрыв в таких коллекторах приводит к кратковременному эффекту ввиду достаточно быстрого падения пластового давления. При этом ввиду преимущественной гидрофобности коллектора и низкой его проницаемости закачать в нее пластовую или сточную воду для целей поддержания пластового давления достаточно сложно. Увеличение давления нагнетания приводит лишь к авто-ГРП. Таким образом, существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно разрабатывать указанные коллекторы. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи мощных сланцевых карбонатных нефтяных коллекторов. Задача решается следующим образом.The oil recovery of powerful shale carbonate oil reservoirs is significantly affected by the efficiency of the development system being created. The main object of influence to increase oil recovery is the skeleton of the rock - increasing its permeability. For this, hydraulic fracturing (Fracturing) technologies have found widespread use; for carbonate reservoirs - acid hydraulic fracturing. However, hydraulic fracturing in such reservoirs leads to a short-term effect due to a rather rapid drop in reservoir pressure. In this case, due to the predominant hydrophobicity of the reservoir and its low permeability, it is rather difficult to pump in reservoir or waste water into it to maintain reservoir pressure. An increase in discharge pressure leads only to hydraulic fracturing. Thus, existing technical solutions do not fully allow the efficient development of these collectors. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery from powerful shale carbonate oil reservoirs. The problem is solved as follows.
На фиг. 1 представлено схематическое изображение вертикального разреза участка коллектора с профилем горизонтальных скважин. Обозначения: 1 – участок нефтенасыщенного сланцевого коллектора, 2 – горизонтальная нагнетательная скважина, 3 – горизонтальная добывающая скважина, 4 – перфорационные отверстия нагнетательной скважины 2, 5 – перфорационные отверстия добывающей скважины 3, 6 – колонны труб, 7 – фильтры, 8 – пакера в горизонтальных стволах между ступенями МГРП, 9 – пакер в месте соединения колонны труб 6 с фильтром 7, H – средняя толщина коллектора, h – расстояние между горизонтальными стволами скважин 2 и 3 в вертикальной плоскости, l – длина горизонтальных стволов скважин 2 и 3, b – расстояние между ступенями МГРП, w – трещина n-й ступени МГРП, aд n – высота трещины w добывающей скважины n-й ступени МГРП, aн n – высота трещины w нагнетательной скважины n-й ступени МГРП.In FIG. 1 is a schematic representation of a vertical section of a reservoir section with a profile of horizontal wells. Designations: 1 - section of oil-saturated shale reservoir, 2 - horizontal injection well, 3 - horizontal production well, 4 - perforations of the injection well 2, 5 - perforations of the
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
На участке 1 сланцевого нефтяного карбонатного коллектора, средняя абсолютная проницаемость которого составляет менее 2 мД, а средняя толщина коллектора H превышает 50 метров, бурят пару горизонтальных скважин 2 и 3 (фиг. 1). Горизонтальные стволы скважин 2 и 3 размещают параллельно друг другу в вертикальной плоскости, причем горизонтальный ствол нагнетательной скважины 2 проводят над горизонтальным стволом добывающей скважины 3 на расстоянии h = (0,5-0,9)·Н. Направление горизонтальных стволов относительно векторов максимальных напряжений коллектора выбирают из соображений максимального охвата последующего МГРП. Длину каждого горизонтального ствола скважин 2 и 3 выполняют равной l ≥ 4·h. In
Далее скважины 2 и 3 обсаживают, цементируют кольцевое пространство между обсадной колонной и коллектором. Горизонтальные стволы вторично вскрывают с ориентированным направлением перфорационных отверстий в один ряд. Причем в верхней нагнетательной скважине 2 ряд перфорационных отверстий 4 ориентируют вниз, а в нижней добывающей 3 ряд перфорационных отверстий 5 ориентируют соответственно вверх. Это позволяет исключить развитие трещин выше и ниже продуктивной толщины коллектора. Для проведения данных операций применяют перфораторы, спускаемые в горизонтальные стволы на колоннах гибких труб.Next,
В обеих скважинах 2 и 3 проводят кислотный МГРП по любой из известных технологий от «носка» горизонтального ствола к его «пятке». Расстояние b между ступенями устанавливают не более 50 м. Местоположение каждой ступени МГРП определяют таким образом, чтобы каждая соответствующая ступени МГРП в добывающей 3 и нагнетательной 2 скважинах совпадали в структурном плане. Скорость и объем закачиваемой кислоты определяют из условий:In both
- образования структуры растворения карбонатов, представляющей из себя разветвленные полости, - the formation of a dissolution structure of carbonates, which is a branched cavity,
- высотой a трещин, причем aд n+aн n=(1,0-1,1)·h, (1)- the height a of cracks, and a d n + a n n = (1,0-1,1) · h, (1)
где индексы д и н относятся к добывающей и нагнетательной скважинам соответственно, where the indices d and n refer to production and injection wells, respectively,
n – номер ступени МГРП. n is the number of multi-stage fracturing.
В результате кислотного МГРП получают систему разветвленных трещин wn.As a result of acid multi-fracturing, a system of branched cracks w n is obtained.
Согласно постановлению Правительства РФ № 700-Р, при значениях проницаемости 2 мД и менее, коллекторы 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 МГРП эффективно с точки зрения экономики. Согласно расчетам, при толщине коллектора H менее 50 м, предлагаемый способ КГД значительно снижает нефтеотдачу ввиду уменьшения охвата коллектора. Расстояние h между горизонтальными стволами определено из условий максимального охвата трещинами МГРП с учетом последующей эффективной разработки: при величине h < 0,5·Н, участки коллектора выше нагнетательной скважины и ниже добывающей не охвачены воздействием, а при h > 0,9·Н, появляется большой риск вскрытия зон не коллектора. Все это приводит к снижению нефтеотдачи. Аналогично с целью достижения большего охвата определено значение длин l горизонтальных стволов. Сланцевые коллектора характеризуются высокой зональной неоднородностью. Согласно расчетам, при l < 4·h, ввиду вскрытия значительного количества зон не коллектора, эффективная длина скважины сильно снижается, что приводит к низкому охвату и невысокой нефтеотдаче.According to the Decree of the Government of the Russian Federation No. 700-R, with permeability values of 2 mD or less, reservoirs are classified as hard to recover reserves and they are subject to reduced mineral extraction tax (MET), which allows for horizontal drilling with multi-stage fracturing in terms of economics. According to calculations, with a collector thickness H less than 50 m, the proposed QGD method significantly reduces oil recovery due to a decrease in reservoir coverage. The distance h between the horizontal boreholes is determined from the conditions of maximum coverage by multi-fracturing fractures, taking into account the subsequent effective development: at a value of h <0.5 · N, the reservoir sections above the injection well and below the production well are not affected, and at h> 0.9 · N, there is a great risk of opening areas of the non-collector. All this leads to a decrease in oil recovery. Similarly, in order to achieve greater coverage, the lengths l of horizontal trunks are determined. Shale reservoirs are characterized by high zonal heterogeneity. According to calculations, for l <4 · h, due to the opening of a significant number of non-reservoir zones, the effective length of the well is greatly reduced, which leads to low coverage and low oil recovery.
Согласно исследованиям, для коллекторов с проницаемостью менее 2 мД, при расстоянии между ступенями МГРП более 50 м, охват пласта значительно снижается, что также уменьшает нефтеотдачу. Структура трещин кислотного МГРП, представляющей из себя разветвленные полости, наиболее подходит для слабопроницаемых карбонатных коллекторов и характеризуется максимальным охватом. Высота трещин aд n и aн n соответствующих ступеней МГРП, согласно расчетам, должна покрывать расстояние h между скважинами. Однако при aд n+aн n >1,1·h нефтеотдача начинает снижаться ввиду образования протяженных высокопроницаемых каналов между добывающей и нагнетательно скважинами.According to studies, for reservoirs with a permeability of less than 2 mD, with a distance between hydraulic fracturing steps of more than 50 m, formation coverage is significantly reduced, which also reduces oil recovery. The fracture structure of acid multi-fracturing, which is a branched cavity, is most suitable for low-permeability carbonate reservoirs and is characterized by maximum coverage. The crack height a d n and a n n of the respective fracturing stages, according to the calculations, should cover the distance h between the wells. However, when a d n + a n n > 1.1 · h, oil recovery begins to decrease due to the formation of extended highly permeable channels between the producing and injection wells.
После МГРП в скважины 2 и 3 спускают колонны труб 6 с фильтрами 7 в горизонтальных стволах и установленными на фильтрах 7 пакерами 8 для герметизации пространства между эксплуатационной колонной и фильтром 7. Причем пакера 8 устанавливают в точках горизонтальных стволов между ступенями МГРП. В месте соединения колонны труб 6 с фильтром 7 также устанавливают пакер 9 для герметизации межтрубного пространства. Таким образом, горизонтальные столы разделяют на участки с возможностью отключения определенных участков ствола пакерами 8.After multi-stage fracturing,
Далее добывающую скважину 3 промывают, осваивают и пускают в добычу. При каждом снижении дебита нефти добывающей скважины 3 ниже экономически рентабельного значения, в нагнетательной скважине 2 проводят большеобъемные кислотные обработки. Перед подачей кислоты закачивают воду c общей минерализацией не более 1 г/л и взвешенными частицами, устойчивыми к воздействию применяемых кислот. Диметр добавляемых в воду частиц подбирают с превышением среднего диаметра поровых каналов коллектора. Воду с частицами закачивают до тех пор, пока давление закачки не вырастит как минимум в пять раз, т.к. при меньшем значении, согласно исследованиям, блокировка трещин частицами недостаточна.Next, the
Добавление твердых взвешенных частиц в закачиваемую воду с диаметром частиц, большим, чем средний диаметр поровых каналов коллектора, приводит к тому, что поверхность как естественных, так и трещин МГРП покрывается частицами. В результате трещины кольматируются, соответственно закачиваемая в последствии кислота не позволяет ей уходить в ту же самую трещину, развивая ее, а образует новую. Закачиваемые частицы, во избежание растворения кислотой, должны быть устойчивыми к ее воздействию (например, пелитовая фракция кварцевого песка). При этом закачка частиц в низкоминерализованной воде (c общей минерализацией не более 1 г/л), согласно исследованиям, позволяет постепенно гидрофилизировать преимущественно гидрофобный карбонатный коллектор. В результате повышается пропитка коллектора и закачиваемая вода через трещины уходит в матрицу или более мелкие трещины коллектора, оставляя на поверхности трещин МГРП частицы. При закачке пластовой воды (высокоминерализованной) данный процесс не происходит, соответственно закачиваемая вода приводит к росту существующих трещин МГРП, что значительно снижает нефтеотдачу. The addition of solid suspended particles to the injected water with a particle diameter larger than the average diameter of the pore channels of the reservoir leads to the fact that the surface of both natural and multi-fracturing fractures is covered by particles. As a result, the cracks are clogged, respectively, the acid subsequently injected does not allow it to go into the same crack, developing it, but forms a new one. Injected particles, in order to avoid dissolution by acid, must be resistant to its effects (for example, pelitic fraction of silica sand). Moreover, the injection of particles in low-saline water (with a total salinity of not more than 1 g / l), according to studies, allows you to gradually hydrophilize a predominantly hydrophobic carbonate reservoir. As a result, the impregnation of the collector increases and the injected water through the cracks goes into the matrix or smaller collector cracks, leaving particles on the surface of the fractures. When injection of produced water (highly mineralized) this process does not occur, respectively, the injected water leads to the growth of existing fractures of multistage fracturing, which significantly reduces oil recovery.
Таким образом, коллектор сланцевой нефти разрабатывают в режиме кислотно-гравитационного дренирования – КГД. Thus, the shale oil reservoir is developed in the mode of acid-gravity drainage - QGD.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки коллектора.Development is carried out until the complete economically viable development of the reservoir.
Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи мощных сланцевых карбонатных нефтяных коллекторов.The result of the implementation of this method is to increase oil recovery of powerful shale carbonate oil reservoirs.
Примеры конкретного выполнения способа.Examples of specific performance of the method.
Пример 1. На участке 1 сланцевого нефтяного карбонатного коллектора, средняя абсолютная проницаемость которого составляет 2 мД, а средняя толщина H = 50 м, бурят пару горизонтальных скважин 2 и 3 (фиг. 1). Горизонтальные стволы скважин 2 и 3 размещают параллельно друг другу в вертикальной плоскости, причем горизонтальный ствол нагнетательной скважины 2 проводят над горизонтальным стволом добывающей скважины 3 на расстоянии h = 0,5·Н = 0,5·50 = 25 м. Направление горизонтальных стволов устанавливают перпендикулярно векторам максимальных напряжений для того, чтобы трещины последующего МГРП оказались перпендикулярны стволам и обеспечивали максимальный охват. Длину каждого горизонтального ствола скважин 2 и 3 выполняют равной l = 4·h = 4·25 = 100 м.Example 1. In
Далее скважины 2 и 3 обсаживают, цементируют кольцевое пространство между обсадной колонной и коллектором. Горизонтальные стволы вторично вскрывают с ориентированным направлением перфорационных отверстий в один ряд. Причем в верхней нагнетательной скважине 2 ряд перфорационных отверстий 4 ориентируют вниз, а в нижней добывающей 3 ряд перфорационных отверстий 5 ориентируют соответственно вверх. Для проведения данных операций применяют перфораторы, спускаемые в горизонтальные стволы на колоннах гибких труб. В качестве перфоратора применяют перфорационную систему ПК114КЛ ORION (ЗАО «Взрывгеосервис», Республика Башкортостан, г. Нефтекамск, ул. Магистральная, 19).Next,
В обеих скважинах 2 и 3 проектируют кислотный МГРП по технологии со сдвоенными пакерами, спускаемыми на гибких трубах, с проведением разрывов от «носка» горизонтального ствола к его «пятке». Расстояние b между ступенями МГРП определяют расчетами оптимального охвата на гидродинамической модели, b=25 м. Местоположение каждой ступени МГРП определяют таким образом, чтобы каждая соответствующая ступень МГРП в добывающей 3 и нагнетательной 2 скважинах совпадали в структурном плане. Таким образом, получают четыре ступени МГРП.In both
Лабораторными исследованиями определяют оптимальное давление (скорость) закачки кислоты для образования разветвленных полостей. В качестве кислоты используют 22%-ную соляную кислоту. Моделированием определяют aд n = 10 м, aн n = 15 м, т.е. aд n+aн n = 1,0·h = 25 м.Laboratory studies determine the optimal pressure (speed) of acid injection for the formation of branched cavities. As the acid using 22% hydrochloric acid. Modeling determine a d n = 10 m, a n n = 15 m, i.e. a d n + a n n = 1,0 · h = 25 m.
Далее осуществляют кислотный МГРП, в результате которого получают систему разветвленных трещин wn.Next, acid multi-fracturing is carried out, as a result of which a branched crack system w n is obtained.
После МГРП в скважины 2 и 3 спускают колонны труб 6 с фильтрами 7 в горизонтальных стволах и установленными на фильтрах 7 пакерами 8 для герметизации пространства между эксплуатационной колонной и фильтром 7. Причем пакера 8 устанавливают в точках горизонтальных стволов между ступенями МГРП. В месте соединения колонны труб 6 с фильтром 7 также устанавливают механический пакер 9 для герметизации межтрубного пространства. Таким образом, горизонтальные столы разделяют на участки с возможностью отключения определенных участков ствола пакерами 8.After multi-stage fracturing,
Далее добывающую скважину 3 промывают, осваивают и пускают в добычу. При снижении через полгода дебита нефти добывающей скважины 3 до 0,5 т/сут, т.е. ниже экономически рентабельного значения, в нагнетательной скважине 2 проводят большеобъемную кислотную обработку. Перед подачей кислоты закачивают воду c общей минерализацией 1 г/л и взвешенными частицами, устойчивыми к воздействию применяемых кислот – перлитовую фракцию кварцевого песка. Диметр добавляемых в воду частиц подбирают с превышением среднего диаметра поровых каналов коллектора. Воду с частицами закачивают до тех пор, пока давление закачки не вырастит в пять раз.Next, the
Операции по повторной большеобъемной кислотной обработке повторяют еще 8 раз в течение всего периода разработки участка 1.Operations for repeated large-volume acid treatment are repeated an additional 8 times during the entire period of development of
Пример 2. Выполняют как пример 1. Средняя толщина коллектора H = 333 м, горизонтальные стволы скважин 2 и 3 размещают на расстоянии h = 0,9·Н = 0,9·333 = 300 м. Длину каждого горизонтального ствола скважин 2 и 3 выполняют равной l = 4·h = 4·300 = 1200 м. Расстояние между ступенями МГРП b=50 м. Таким образом, получают 24 ступени МГРП. Моделированием определяют aд n = 130 м, aн n = 200 м, т.е. aд n+aн n = 1,1·h = 1,1·300 = 330 м.Example 2. Perform as example 1. The average thickness of the reservoir H = 333 m,
В результате разработки, которую ограничили снижением дебита нефти менее 0,5 т/сут при невозможности его увеличения закачкой кислоты в нагнетательную скважину 2, было добыто 46,0 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,246 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 27,7 тыс.т нефти, КИН составил 0,148 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу – 0,098 д.ед.As a result of the development, which was limited by a decrease in oil flow rate of less than 0.5 tons / day, when it was impossible to increase acid injection into injection well 2, 46.0 thousand tons of oil were produced, oil recovery factor (CIN) was 0.246 units. According to the prototype, ceteris paribus, 27.7 thousand tons of oil was produced, oil recovery factor amounted to 0.148 units. The increase in recovery factor by the proposed method is 0,098 units
Предлагаемый способ позволяет повысить охват и коэффициент нефтеизвлечения мощных сланцевых карбонатных коллекторов за счет применения кислотного МГРП и последующего КГД.The proposed method allows to increase the coverage and oil recovery coefficient of powerful shale carbonate reservoirs through the use of acid multistage fracturing and subsequent QGD.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи мощных сланцевых карбонатных нефтяных коллекторов.The application of the proposed method will solve the problem of increasing oil recovery from powerful shale carbonate oil reservoirs.
Claims (1)
Способ разработки сланцевых карбонатных нефтяных коллекторов, включающий бурение горизонтальных скважин, цементирование в горизонтальном стволе кольцевого пространства между обсадной колонной и коллектором, вторичное вскрытие коллектора с ориентированным направлением перфорационных отверстий в один ряд, проведение многостадийного гидравлического разрыва пласта МГРП, применение пакеров для разделения горизонтальных стволов на участки, отбор продукции из горизонтальных скважин, отличающийся тем, что выбирают карбонатный коллектор со средней толщиной H > 50 м и средней абсолютной проницаемостью менее 2 мД, бурят пару горизонтальных скважин параллельно друг другу в вертикальной плоскости, причем горизонтальный ствол нагнетательной скважины размещают над горизонтальным стволом добывающей скважины на расстоянии h = (0,5-0,9)·Н, длину каждого горизонтального ствола выполняют равной l ≥ 4·h, в верхней нагнетательной скважине ряд перфорационных отверстий ориентируют вниз, а в нижней добывающей – вверх, в обеих скважинах проводят кислотный МГРП с расстоянием между ступенями не более 50 м, причем местоположение каждой соответствующей ступени МГРП в добывающей и нагнетательной скважинах совпадает в структурном плане, скорость и объем закачиваемой кислоты определяют из условий, во-первых, образования структуры растворения карбонатов, представляющей из себя разветвленные полости, во-вторых, высотой a трещин, причем aд n+aн n=(1,0-1,1)·h, где индексы д и н относятся к добывающей и нагнетательной скважинам соответственно, n – номер ступени МГРП, после МГРП добывающую скважину осваивают и пускают в добычу, при каждом снижении дебита нефти добывающей скважины ниже экономически рентабельного значения в нагнетательной скважине проводят большеобъемные кислотные обработки, причем перед подачей кислоты в нагнетательную скважину закачивают воду c общей минерализацией не более 1 г/л и взвешенными частицами, устойчивыми к воздействию применяемых кислот, с диаметрами, превышающими средний диаметр поровых каналов коллектора, воду с частицами закачивают до тех пор, пока давление закачки не вырастет как минимум в пять раз, таким образом, коллектор сланцевой нефти разрабатывают в режиме кислотно-гравитационного дренирования КГД.
A method for developing shale carbonate oil reservoirs, including drilling horizontal wells, cementing an annular space between the casing and the reservoir in the horizontal borehole, re-opening the reservoir with oriented perforation holes in a single row, conducting multi-stage hydraulic fracturing of hydraulic fracturing, using packers to divide the horizontal boreholes into sections, selection of products from horizontal wells, characterized in that the carbonate reservoir is selected p with an average thickness of H> 50 m and an average absolute permeability of less than 2 mD, a pair of horizontal wells are drilled parallel to each other in a vertical plane, and the horizontal well of the injection well is placed above the horizontal well of the producing well at a distance of h = (0.5-0.9 ) · Н, the length of each horizontal wellbore is equal to l ≥ 4 · h, in the upper injection well a number of perforation holes are oriented down, and in the lower production well - up, in both wells an acid hydraulic fracturing is performed with the distance between the steps not more than 50 m, and the location of each corresponding stage of hydraulic fracturing in the producing and injection wells coincides structurally, the speed and volume of the injected acid is determined from the conditions, firstly, the formation of the structure of dissolution of carbonates, which is a branched cavity, and secondly, the height a cracks, with a d n + a n n = (1.0-1.1) · h, where the indices d and n refer to production and injection wells, respectively, n is the stage number of the hydraulic fracturing, after the hydraulic fracturing, the production well is mastered and launched in production, with each decline If the oil production rate of the producing well is lower than the economically viable value in the injection well, large-volume acid treatments are carried out, and before the acid is supplied to the injection well, water is pumped with a total mineralization of not more than 1 g / l and suspended particles resistant to the effects of the acids used, with diameters exceeding the average the diameter of the pore channels of the collector, water with particles is pumped until the injection pressure rises at least five times, so the shale oil reservoir azrabatyvayut on-acid-gravity drainage CHD.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016117575A RU2616052C1 (en) | 2016-05-05 | 2016-05-05 | Method development of shaly carbonate oil pays |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016117575A RU2616052C1 (en) | 2016-05-05 | 2016-05-05 | Method development of shaly carbonate oil pays |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2616052C1 true RU2616052C1 (en) | 2017-04-12 |
Family
ID=58642359
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016117575A RU2616052C1 (en) | 2016-05-05 | 2016-05-05 | Method development of shaly carbonate oil pays |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2616052C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2667242C1 (en) * | 2017-10-12 | 2018-09-18 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of developing well oil reservoir with horizontal termination |
| RU2683453C1 (en) * | 2018-05-18 | 2019-03-28 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method of improving the efficiency of developing low-permeable oil collectors |
| RU2709260C1 (en) * | 2019-03-05 | 2019-12-17 | Публичное акционерное общество " Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of improving development efficiency of low-permeability oil deposits |
| RU2789895C1 (en) * | 2022-05-06 | 2023-02-14 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Method for hydraulic fracturing in fractured carbonate formations |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2401942C1 (en) * | 2009-06-30 | 2010-10-20 | Олег Павлович Турецкий | Procedure for hydraulic breakdown of formation in horizontal bore of well |
| EA016864B1 (en) * | 2008-01-31 | 2012-08-30 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method of hydraulic fracturing of horizontal wells, resulting in increased production |
| US20130299174A1 (en) * | 2011-05-11 | 2013-11-14 | Baski, Inc. | Method and system for fracking and completing wells |
| RU2515628C1 (en) * | 2013-01-16 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Method for development of low-permeable oil deposits using horizontal wells with transversal cracks in hydraulic fracturing |
| RU2558058C1 (en) * | 2014-06-03 | 2015-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Interval hydraulic fracturing of carbonate formation in horizontal wellbore with bottom water |
| RU2561420C1 (en) * | 2014-07-31 | 2015-08-27 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Hydraulic fracturing technique in two parallel horizontal boreholes |
-
2016
- 2016-05-05 RU RU2016117575A patent/RU2616052C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA016864B1 (en) * | 2008-01-31 | 2012-08-30 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method of hydraulic fracturing of horizontal wells, resulting in increased production |
| RU2401942C1 (en) * | 2009-06-30 | 2010-10-20 | Олег Павлович Турецкий | Procedure for hydraulic breakdown of formation in horizontal bore of well |
| US20130299174A1 (en) * | 2011-05-11 | 2013-11-14 | Baski, Inc. | Method and system for fracking and completing wells |
| RU2515628C1 (en) * | 2013-01-16 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Method for development of low-permeable oil deposits using horizontal wells with transversal cracks in hydraulic fracturing |
| RU2558058C1 (en) * | 2014-06-03 | 2015-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Interval hydraulic fracturing of carbonate formation in horizontal wellbore with bottom water |
| RU2561420C1 (en) * | 2014-07-31 | 2015-08-27 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Hydraulic fracturing technique in two parallel horizontal boreholes |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2667242C1 (en) * | 2017-10-12 | 2018-09-18 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of developing well oil reservoir with horizontal termination |
| RU2683453C1 (en) * | 2018-05-18 | 2019-03-28 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method of improving the efficiency of developing low-permeable oil collectors |
| RU2709260C1 (en) * | 2019-03-05 | 2019-12-17 | Публичное акционерное общество " Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of improving development efficiency of low-permeability oil deposits |
| RU2789895C1 (en) * | 2022-05-06 | 2023-02-14 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Method for hydraulic fracturing in fractured carbonate formations |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2612061C1 (en) | Recovery method of shale carbonate oil field | |
| CN110397428B (en) | Displacement coalbed methane yield increasing method for coalbed methane jointly mined by vertical well and U-shaped butt well | |
| RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
| RU2459934C1 (en) | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit | |
| RU2558058C1 (en) | Interval hydraulic fracturing of carbonate formation in horizontal wellbore with bottom water | |
| RU2526430C1 (en) | Development of low-permeability oil pools by horizontal wells with maintenance of seam pressure | |
| RU2612060C9 (en) | Method of development of carbonate shaly oil deposits | |
| RU2616052C1 (en) | Method development of shaly carbonate oil pays | |
| RU2627338C1 (en) | Solid carbonate oil deposits development method | |
| RU2570157C1 (en) | Method for enhanced oil recovery for deposit penetrated by horizontal well | |
| RU2528757C1 (en) | Development of low-permeability oil deposits by horizontal wells under natural conditions | |
| RU2351751C2 (en) | Method of improving hydro-dynamic connection of borehole with pay-out bed | |
| RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
| RU2465434C1 (en) | Method of recovery of flooded gas well with collapsed production tubing in productive interval | |
| RU2695906C1 (en) | Method for development of weakly permeable oil deposit with application of horizontal wells and water and gas impact | |
| RU2418162C1 (en) | Method for improving permeability of bed during extraction of high-viscosity oil | |
| RU2616016C9 (en) | Recovery method for solid carbonate reservoirs | |
| RU2514046C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2485297C1 (en) | Development method of oil deposits by means of well interconnected through productive formation | |
| RU2613403C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| RU2652399C1 (en) | Method of hydraulic graduation of a formation with clayey spaces | |
| RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well | |
| RU2463443C1 (en) | Method of development of oil deposit | |
| RU2732746C1 (en) | Method for development of powerful low-permeable oil deposit with application of water and gas pumping |