RU2683015C1 - Способ разработки битуминозных аргиллитов и песчаников - Google Patents
Способ разработки битуминозных аргиллитов и песчаников Download PDFInfo
- Publication number
- RU2683015C1 RU2683015C1 RU2018109171A RU2018109171A RU2683015C1 RU 2683015 C1 RU2683015 C1 RU 2683015C1 RU 2018109171 A RU2018109171 A RU 2018109171A RU 2018109171 A RU2018109171 A RU 2018109171A RU 2683015 C1 RU2683015 C1 RU 2683015C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- solvent
- target object
- hydraulic fracturing
- pressure
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 56
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 claims abstract description 18
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 18
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 18
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 15
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 23
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 12
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 7
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 5
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000035 biogenic effect Effects 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- VZGDMQKNWNREIO-UHFFFAOYSA-N tetrachloromethane Chemical compound ClC(Cl)(Cl)Cl VZGDMQKNWNREIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- SCYULBFZEHDVBN-UHFFFAOYSA-N 1,1-Dichloroethane Chemical compound CC(Cl)Cl SCYULBFZEHDVBN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000011368 organic material Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000003380 propellant Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 238000000638 solvent extraction Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Working-Up Tar And Pitch (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к повышению эффективности разработки битуминозных аргиллитов и песчаников. Первоначально бурят скважину, вскрывающую целевой объект, и устанавливают скважинное оборудование, обеспечивающее подъем продукции скважины и задавливание растворителя при давлении выше гидроразрыва пласта. Отсекают участок скважины, вскрывающий целевой объект, от остальных интервалов пакерами. В целевой объект через скважину закачивают циклично растворитель, способный растворять битумы целевого объекта. В начале цикла в скважину подают растворитель под давлением, превышающим давление гидроразрыва пласта, при этом в целевом объекте создаются трещины гидроразрыва пласта в интервале перфорации, обеспечивающие большую площадь контакта растворителя с большим объемом битуминозных пород, экстрагируют из них битумы. Гидроразрыв пласта ведут без добавления проппанта, обеспечивая тем самым смыкание трещин, что позволяет рассчитывать на отсутствие потерь растворителя в процессе разработки. После чего оставляют скважину на технологическую выстойку на время t. Время t определяют в лаборатории, на образцах керна целевого объекта. После технологической выстойки осуществляют подъем растворителя с растворенными в нем углеводородами на дневную поверхность, а также других углеводородов, ставших доступными для разработки данного пласта из-за увеличения гидродинамических связей. Для этого скважинное оборудование, которое перед этим обеспечивало задавливание в объект растворителя, переключают в режим подъема продукции скважины. После того как давление в интервале перфорации участка скважины достигло минимального уровня, цикл задавливание-поднятие растворителя повторяют, повторяя действия, описанные с начала цикла. Поскольку трещины, полученные гидроразрывом, при разработке битуминозных аргиллитов закрываются полностью, потери растворителя в процессе разработки минимальны. При этом указанную скважину используют как нагнетательную, при закачке растворителя, и как добывающую, при добыче углеводородов. Технический результат заключается в повышении коэффициента нефтеотдачи. 4 ил.
Description
Предлагаемое изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к повышению эффективности разработки битуминозных аргиллитов и песчаников.
В настоящее время битуминозные аргиллиты, такие как баженовская свита и песчаники, например, битуминозные пески, рассматриваются как основной объект для возобновления ресурсной базы углеводородов Российской Федерации.
Породы баженовской свиты включают в себя биогенную и терригенную составляющие. К биогенной составляющей относятся кремнезем, слагавший скелеты и раковины организмов, и кероген, который является полимерным органическим материалом выделяющим сырую нефть или газ. Терригенная составляющая представлена глинистыми минералами, которые сносились в бассейн с прилегающей суши. Удаленность источников сноса от центральных частей палеобассейна определила поступление терригенного материала в центральную часть бассейна преимущественно в составе глинистой фракции.
В связи с обозначенным, сложность промышленной разработки битуминозных аргиллитов и песчаников состоит в том, что битум, насыщающий породу и являющийся полезным ископаемым, обладает чрезвычайно низкой подвижностью и не может разрабатываться классическим скважинным методом. В связи со слабой проницаемостью аргиллитов, а также чрезвычайно малой подвижностью битумов, приток в скважины падает чрезвычайно резко, а коэффициент извлечения нефти, даже при наиболее благоприятных обстоятельствах, не превышает 8%.
Известен способ применения растворителей для добычи тяжелых нефтей, включающий закачку в пласт растворителя через нагнетательную скважину, растворение нефти растворителем, проталкивание его к добывающей скважине другим агентом и нагнетание вытеснителя для извлечения растворителя. (Забродин П.Е., Раковский Н.Л., Розеберг Н.Д. Вытеснение нефти из пласта растворителями. - М: Недра, 1968. - 224 с.)
Недостатком данного способа является невозможность закачки растворителя в пласт представленный битуминозными аргиллитами, поскольку он непроницаем или чрезвычайно слабопроницаем.
Известен способ интенсификации разработки слабопроницаемых залежей методом гидроразрыва пласта, включающий закачку жидкости гидроразрыва и расклинивающего агента (проппанта) при давлении выше давления гидроразрыва пласта, создание трещин заполненных расклинивающим агентом и освоение скважины после процедуры гидроразрыва. (Мелибеков А.С. Теория и практика гидравлического разрыва пласта. - Недра, 1967. - 141 с.),
Недостатком данного способа является то, что крепление трещин проппантом в битуминозных аргиллитах невозможно, в связи с их высокой пластичностью.
Известен способ разработки залежи нефти в отложениях баженовской свиты, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку в пласт метансодержащего - попутного нефтяного или природного газа, реализацию последовательности технологических операций в чередующихся циклах. (Патент РФ №2513963).
Недостатком известного способа является невозможность его реализации в залежах практически непроницаемых битуминозных аргиллитах, поскольку в них невозможно движение флюидов от нагнетательных скважин к добывающим.
Технической проблемой заявляемого изобретения является создание эффективного способа разработки продуктивного пласта представленного низкопроницаемыми битуминозными аргиллитами и песчаниками, например баженовской свиты.
Технический результат предлагаемого изобретения заключается в повышении коэффициента нефтеотдачи, за счет вовлечения в разработку низкопроницаемых битуминозных аргиллитов и песчанников.
Поставленная проблема и технический результат достигаются способом разработки пласта, представленного битуминозными песчаниками или аргиллитами, включающим бурение скважины вскрывающий целевой объект, установку скважинного оборудования, обеспечивающего подъем продукции и задавливание растворителя при давлении выше давления гидроразрыва пласта в участок скважины, вскрывающий целевой объект, отсечение участка скважины вскрывающего целевой объект от остальных интервалов пакерами, закачивание циклично в целевой объект через скважину растворитель, способный растворять битумы целевого объекта, под давлением, превышающим давление гидроразрыва пласта, при этом в целевом объекте создаются трещины гидроразрыва пласта в интервале перфорации, обеспечивающие большую площадь контакта растворителя с породой, после чего оставляют скважину на технологическую выстойку на время t, время t определяют в лаборатории, на образцах керна целевого объекта, после технологической выстойки осуществляют подъем растворителя, с растворенными в нем битумами на дневную поверхность, а также других углеводородов, ставшими доступными для разработки данного пласта из-за увеличения гидродинамических связей, после того как давление в интервале перфорации участка скважины достигло минимального уровня, цикл задавливание-поднятие растворителя повторяют, при этом указанную скважину используют как нагнетательную скважину, при закачке растворителя, и как добывающую - при добыче углеводородов, гидроразрыв пласта ведут без добавления проппанта, обеспечивая тем самым смыкание трещин и подъем всего объема закачанного растворителя.
Основным отличием заявляемого изобретения от известных является, то предлагаемый способ разработки направлен на добычу углеводородов в низкопроницаемых битуминозных аргиллитах, таких как, например, баженовская свита.
Сущность изобретения состоит в нагнетании в пласт растворителя под давлением выше давления гидроразрыва, что обеспечивает контакт растворителя с большим объемом первоначально непроницаемых пород и экстакцию из них полезных углеводородов. После экстракции растворителем первоначально непроницаемые породы становятся проницаемыми, что обеспечивает больший охват воздействием на следующем цикле. Способ обеспечивает низкие потери растворителя, поскольку в битуминозных аргиллитах трещины закрываются полностью, обеспечивая подъем всего объема растворителя с растворенными в нем полезными углеводородами.
Новым является то, что для реализации метода используется технология гидроразрыва пласта с применением растворителя, как жидкости гидроразрыва, без использования расклинивающего агента для обеспечения смыкания трещины, что позволит полностью поднять на дневную поверхность весь использованный растворитель.
На фиг. 1 схематично показан этап задавливания растворителя, этот этап является первым в единичном цикле работы скважины.
На фиг. 2 схематично показан этап выдержки растворителя.
На фиг. 3 схематично показан подъем продукции скважины.
На фиг. 4 схематично показано закрытие трещин, завершающий единичный цикл работы скважины.
Позиция 1 на фигурах 1, 2, 3, 4 указывает на скважинное оборудование (насос), где стрелкой показано направление работы. Стрелка вниз указывает на закачку рабочего агента, стрелка вверх указывает на подъем продукции скважины.
Позиция 2 на фигурах 1, 2, 3, 4 указывает на пакеры, отсекающие диапазон перфорации целевого объекта.
Позиция 3 на фигурах 1, 2, 3, 4 указывает на целевой объект.
Позиция 4 на фигурах 2, 3 указывает на трещину гидроразрыва, заполненную растворителем или продукцией скважины.
В рамках данной заявки под целевым объектом понимают объект разработки представляющий из себя битуминозные аргиллиты или песчаники, под продукцией скважины понимают растворенные растворителем, или находящиеся в свободном состоянии углеводороды, полученные в виде притока в скважину.
Способ осуществляют следующим образом.
Первоначально бурят скважину, вскрывающую целевой объект, и устанавливают скважинное оборудование, обеспечивающее подъем продукции скважины и задавливание растворителя при давлении выше гидроразрыва пласта. Отсекают участок скважины, вскрывающий целевой объект, от остальных интервалов пакерами. В целевой объект через скважину закачивают циклично растворитель, способный растворять битумы целевого объекта. В начале цикла, в скважину подают растворитель под давлением, превышающим давление гидроразрыва пласта, при этом в целевом объекте создаются трещины гидроразрыва пласта в интервале перфорации, обеспечивающие большую площадь контакта растворителя с большим объемом битуминозных пород, экстрагирую из них битумы. Гидроразрыв пласта ведут без добавления проппанта, обеспечивая тем самым смыкание трещин, что позволяет рассчитывать на отсутствие потерь растворителя в процессе разработки. После чего оставляют скважину на технологическую выстойку на время t. Время t определяют в лаборатории, на образцах керна целевого объекта. После технологической выстойки осуществляют подъем растворителя, с растворенными в нем углеводородами на дневную поверхность, а также других углеводородов, ставшими доступными для разработки данного пласта из-за увеличения гидродинамических связей. Для этого скважинное оборудование, которое перед этим обеспечивало задавливание в объект растворителя, переключают в режим подъема продукции скважины. После того как давление в интервале перфорации участка скважины достигло минимального уровня, цикл задавливание-поднятие растворителя повторяют, повторяя действия, описанные с начала цикла. Поскольку трещины, полученные гидроразрывом, при разработке битуминозных аргиллитов закрываются полностью, потери растворителя в процессе разработки минимальны. При этом, указанную скважину используют как нагнетательную, при закачке растворителя, и как добывающую - при добыче углеводородов.
Поскольку битуминозные аргиллиты были насыщены углеводородами изначально, в них не присутствует никакого цемента, который мог быть привнесен миграцией вод, поэтому скрепляющим материалом в них служит сам битум. Поэтому данная технология будет по своей эффективности похожа на кислотный гидроразрыв пласта.
В качестве растворителя может применяться любое доступное химическое соединение или их смесь, способная растворять целевые битумы, например газовый конденсат, ШФЛУ полученная в процессе подготовки нефти, нефть, углеводородный газ, углекислый газ, толуол, дихлорэтан, четыреххлористый углерод и т.д. Данный способ наиболее эффективен на месторождениях, где в промышленных объемах получают легкие углеводороды, способные растворять целевой битум, а при пластовой температуре и давлении гидроразрыва быть в жидком агрегатном состоянии.
Конкретный пример реализации способа.
На газоконденсатном месторождении добывается газовый конденсат, способный растворять битумы баженовской свиты, часть которой географически приурочена к используемому лицензионному участку. Далее этот конденсат упоминается как растворитель. В одной из добывающих скважин участка вскрывают баженовскую свиту, а в скважину устанавливают скважинное оборудование 1, состоящее из насоса, оборудованного двумя переключающимися наборами клапанов, которые позволяют при их переключении поднимать продукцию в одном случае и залавливать в пласт растворитель в другом. Насос 1 должен быть рассчитан на давление, позволяющее проводить многократные гидроразрывы пласта в баженовской свите. Участок скважины, вскрывающий баженовскую свиту, должен быть отсечен от остальных интервалов скважины пакерами 2. В начале цикла, на прием насоса в скважину подают растворитель, упомянутый выше. Насос 1 поднимает давление в диапазоне вскрытия баженовской свиты до давления выше давления гидроразрыва. В разрабатываемом целевом объекте 3 образуется трещина гидроразрыва 4, которая обеспечивает большую площадь контакта насыщающих пласт битумов и растворителя подаваемого в скважину. Таким образом производится растворение битумов, насыщающих баженовскую свиту, после чего, насос 1 переключают в режим подъема продукции скважины. Растворитель с растворенными битумами поднимают на поверхность, трещина гидроразрыва 4 при этом закрывается. Давление в зоне перфорации скважины падает до минимального значения, обеспечивающего бесперебойную работу насоса 1, после чего повторяют действия, описанные с начала цикла. В процессе отмыва битумов, освобождается занимаемая им пористость, что позволяет на следующем цикле охватить разработкой дополнительный объем пласта. Это приводит к извлечению большего количества продукции, чем было закачано в пласт растворителя и растворено битумов.
Таким образом, предложенная технология позволяет разрабатывать битумиозные аргиллиты и песчаники экстрагирующими гидроразрывами.
Claims (1)
- Способ разработки пласта, представленного битуминозными песчаниками или аргиллитами, включающий бурение скважины, вскрывающей целевой объект, установку скважинного оборудования, обеспечивающего подъем продукции и задавливание растворителя при давлении выше давления гидроразрыва пласта в участок скважины, вскрывающий целевой объект, отсечение участка скважины, вскрывающего целевой объект, от остальных интервалов пакерами, закачивание циклично в целевой объект через скважину растворителя, способного растворять битумы целевого объекта, под давлением, превышающим давление гидроразрыва пласта, при этом в целевом объекте создаются трещины гидроразрыва пласта в интервале перфорации, обеспечивающие большую площадь контакта растворителя с породой, после чего оставляют скважину на технологическую выстойку на время t, время t определяют в лаборатории, на образцах керна целевого объекта, после технологической выстойки осуществляют подъем растворителя с растворенными в нем битумами на дневную поверхность, а также других углеводородов, ставших доступными для разработки данного пласта из-за увеличения гидродинамических связей, после того как давление в интервале перфорации участка скважины достигло минимального уровня, цикл задавливание-поднятие растворителя повторяют, при этом указанную скважину используют как нагнетательную скважину, при закачке растворителя, и как добывающую, при добыче углеводородов, гидроразрыв пласта ведут без добавления проппанта, обеспечивая тем самым смыкание трещин и подъем всего объема закачанного растворителя.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018109171A RU2683015C1 (ru) | 2018-03-12 | 2018-03-12 | Способ разработки битуминозных аргиллитов и песчаников |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018109171A RU2683015C1 (ru) | 2018-03-12 | 2018-03-12 | Способ разработки битуминозных аргиллитов и песчаников |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2683015C1 true RU2683015C1 (ru) | 2019-03-25 |
Family
ID=65858733
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018109171A RU2683015C1 (ru) | 2018-03-12 | 2018-03-12 | Способ разработки битуминозных аргиллитов и песчаников |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2683015C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110295880A (zh) * | 2019-07-04 | 2019-10-01 | 中国矿业大学 | 一种多维度水力压裂煤层顶板优化停采线的方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2225942C1 (ru) * | 2002-07-29 | 2004-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки битумного месторождения |
| RU2357073C2 (ru) * | 2007-05-25 | 2009-05-27 | Валерий Петрович Дыбленко | Способ разработки месторождений полезных ископаемых, добываемых через скважины |
| RU2387821C1 (ru) * | 2008-12-23 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ добычи высоковязкой нефти и битума |
| WO2011075835A1 (en) * | 2009-12-21 | 2011-06-30 | N-Solv Heavy Oil Corporation | A multi-step solvent extraction process for heavy oil reservoirs |
| RU2513963C1 (ru) * | 2012-10-08 | 2014-04-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Способ разработки залежи нефти в отложениях баженовской свиты |
| EA029061B1 (ru) * | 2010-02-04 | 2018-02-28 | Статойл Аса | Способ добычи с нагнетанием растворителя |
-
2018
- 2018-03-12 RU RU2018109171A patent/RU2683015C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2225942C1 (ru) * | 2002-07-29 | 2004-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки битумного месторождения |
| RU2357073C2 (ru) * | 2007-05-25 | 2009-05-27 | Валерий Петрович Дыбленко | Способ разработки месторождений полезных ископаемых, добываемых через скважины |
| RU2387821C1 (ru) * | 2008-12-23 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ добычи высоковязкой нефти и битума |
| WO2011075835A1 (en) * | 2009-12-21 | 2011-06-30 | N-Solv Heavy Oil Corporation | A multi-step solvent extraction process for heavy oil reservoirs |
| EA029061B1 (ru) * | 2010-02-04 | 2018-02-28 | Статойл Аса | Способ добычи с нагнетанием растворителя |
| RU2513963C1 (ru) * | 2012-10-08 | 2014-04-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Способ разработки залежи нефти в отложениях баженовской свиты |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110295880A (zh) * | 2019-07-04 | 2019-10-01 | 中国矿业大学 | 一种多维度水力压裂煤层顶板优化停采线的方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10196888B2 (en) | Placement and uses of lateral assisting wellbores and/or kick-off wellbores | |
| Alvarez et al. | Current overview of cyclic steam injection process | |
| US5771973A (en) | Single well vapor extraction process | |
| US6860328B2 (en) | Method for selectively positioning proppants in high contrast permeability formations to enhance hydrocarbon recovery | |
| Mohanty et al. | Improved hydrocarbon recovery using mixtures of energizing chemicals in unconventional reservoirs | |
| US10030491B2 (en) | Method for increasing gas recovery in fractures proximate fracture treated wellbores | |
| US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
| Yuan et al. | A holistic review of geosystem damage during unconventional oil, gas and geothermal energy recovery | |
| RU2578134C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами | |
| RU2231631C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| Suchy et al. | Hydraulic fracturing of oil and gas wells in Kansas | |
| Bartko et al. | First application for a sequenced fracturing technique to divert fractures in a vertical open hole completion: case study from Saudi Arabia | |
| RU2681796C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с глинистой перемычкой | |
| Jin et al. | Optimizing conformance control for gas injection EOR in unconventional reservoirs | |
| RU2683015C1 (ru) | Способ разработки битуминозных аргиллитов и песчаников | |
| Tokunaga et al. | Surfactants are ineffective for reducing imbibition of water-based fracturing fluids in deep gas reservoirs | |
| US3020954A (en) | Method of fracturing in wells | |
| RU2695906C1 (ru) | Способ разработки слабопроницаемой нефтяной залежи с применением горизонтальных скважин и водогазового воздействия | |
| Chen | Evaluation of EOR potential by gas and water flooding in shale oil reservoirs | |
| CA2517497C (en) | Well product recovery process | |
| Rimmelin et al. | Hydraulic fracturing in cave mining: Opportunities for improvement | |
| Rodvelt | Vertical well construction and hydraulic fracturing for CBM completions | |
| Abbas et al. | Assessment of pilot water shut off in high water production wells case study in Sudan | |
| Fandi et al. | Implemented stage fracturing technique to improve oil production in Nubian sandstone of North Gialo, Libya. | |
| Gutierrez et al. | Chemical stimulation pilot at a heavy-oil field: key considerations, workflow, and results |