RU2716759C1 - Method for nonstationary development of low-permeability reservoirs - Google Patents
Method for nonstationary development of low-permeability reservoirs Download PDFInfo
- Publication number
- RU2716759C1 RU2716759C1 RU2019120918A RU2019120918A RU2716759C1 RU 2716759 C1 RU2716759 C1 RU 2716759C1 RU 2019120918 A RU2019120918 A RU 2019120918A RU 2019120918 A RU2019120918 A RU 2019120918A RU 2716759 C1 RU2716759 C1 RU 2716759C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- injection
- wells
- production
- working fluid
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 32
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 89
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 89
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 71
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 67
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 7
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 claims description 17
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 12
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims description 7
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 7
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 8
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 abstract description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 6
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000003203 everyday effect Effects 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 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
- E21B43/20—Displacing by water
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)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к системам разработки месторождений с применением поддержания пластового давления. Изобретение может быть использовано для разработки низкопроницаемых коллекторов, где применяется бурение горизонтальных скважин с многостадийным гидравлическим разрывом пласта (МГРП) и необходимо поддержание пластового давления.The invention relates to the oil industry, and in particular to field development systems using reservoir pressure maintenance. The invention can be used to develop low-permeability reservoirs, where horizontal drilling with multistage hydraulic fracturing (MHF) is used and it is necessary to maintain reservoir pressure.
Для увеличения продуктивности горизонтальных скважин с МГРП рекомендуется использовать смещение скважин относительно максимального горизонтального стресса (напряжения). В данных условиях возникают проблемы с организацией системы заводнения и осуществления добычи.To increase the productivity of horizontal wells with multi-stage fracturing, it is recommended to use the offset of the wells relative to the maximum horizontal stress (stress). In these conditions, problems arise with the organization of the waterflooding system and production.
Известен способ эксплуатации нефтяной залежи с использованием нестационарного заводнения по патенту РФ №2614834 (дата публикации: 29.03.2017, Е21В 43/20) содержащий этапы, на которых: в циклическом режиме осуществляют закачку рабочего агента в залежь посредством группы нагнетательных скважин; и осуществляют непрерывную добычу нефти посредством группы добывающих скважин. Общими признаками является использование добывающей и нагнетательной скважин для осуществления эксплуатации (добычи) нефтяной залежи.A known method of operating an oil reservoir using non-stationary water flooding according to the patent of the Russian Federation No. 2614834 (publication date: 03/29/2017, ЕВВ 43/20) comprising the steps of: in a cyclic mode, the working agent is pumped into the reservoir through a group of injection wells; and carry out continuous oil production through a group of production wells. Common signs are the use of production and injection wells for the operation (production) of an oil reservoir.
Недостатками известного способа по патенту РФ №2614834 является необходимость контроля давления закачки, которое не должно превышать давления гидроразрыва, а также низкая приемистость нагнетательных скважин, приводящая к низкому дебиту добывающих скважин.The disadvantages of the known method according to the patent of Russian Federation No. 2614834 is the need to control the injection pressure, which should not exceed the hydraulic fracture pressure, as well as the low injectivity of injection wells, leading to low production rate of production wells.
Известен способ разработки нефтяной залежи по патенту РФ №2481465 (дата публикации: 10.05.2013, Е21В 43/16), включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме, при этом циклический режим работы нагнетательных скважин назначают продолжительностью 7 суток, из которых в течение 5 суток каждые сутки в течение не более 8 ч выполняют закачку рабочего агента, а в оставшееся время суток прекращают закачку, а в течение 2 суток производят закачку рабочего агента без прекращения закачки. Общими признаками является использование добывающей и нагнетательной скважин в циклическом режиме.A known method of developing an oil reservoir according to the patent of the Russian Federation No. 2481465 (publication date: 05/10/2013, ЕВВ 43/16), including the selection of oil through production wells and pumping a working agent through injection wells in a cyclic mode, while the cyclic mode of operation of the injection wells is assigned the duration 7 days, of which, during 5 days, every day for no more than 8 hours, the working agent is pumped, and the remaining time of the day is stopped, and the working agent is pumped for 2 days without stopping the injection. Common signs are the use of production and injection wells in a cyclic mode.
Недостатками способа по патенту РФ №2481465 является сложность процесса циклического режима нагнетательных скважин, отсутствие его универсальности, т.к. для разного типа пластов необходимо осуществить специальный подбор параметров цикличности режима работы нагнетательных скважин. Кроме того, при применении данного способа обеспечивается низкая приемистость и невысокие показатели дебита скважины, т.к. способ не является универсальным, а требует подбор режимов для пластов с разными свойствами.The disadvantages of the method according to the patent of the Russian Federation No. 2481465 is the complexity of the cyclic mode of injection wells, the lack of its versatility, because for different types of formations, it is necessary to carry out a special selection of cyclic parameters of the injection wells operating mode. In addition, when applying this method provides a low injectivity and low rates of well production, because the method is not universal, but requires a selection of modes for formations with different properties.
Известен способ разработки нефтеносного пласта по патенту РФ №2613713 (дата публикации: 21.03.2017, Е21В 43/00, Е21В 43/26) в соответствии с которым: в пласте бурят и чередуют через один ряд, размещая на первом расстоянии друг от друга ряды горизонтальных эксплуатационных скважин и ряды горизонтальных нагнетательных скважин, при этом горизонтальные стволы эксплуатационных скважин и горизонтальные стволы нагнетательных скважин располагают по направлению минимального горизонтального напряжения в пласте так, чтобы обеспечить распространение трещин гидроразрыва перпендикулярно направлению горизонтальных стволов скважин; в обсадных колоннах нагнетательных и эксплуатационных скважин устанавливают по меньшей мере два порта гидроразрыва пласта, расположенных на втором расстоянии друг от друга; причем трещины гидроразрыва нагнетательных скважин смещены от трещин гидроразрыва эксплуатационных скважин на третье расстояние; вводят в эксплуатацию эксплуатационные и нагнетательные скважины путем закачки жидкости в нагнетательные скважины с регулированием расхода и/или объема закачиваемой жидкости таким образом, чтобы давление закачки было ниже давления гидроразрыва. Общими признаками является чередование горизонтальных эксплуатационных (добывающих) скважин и горизонтальных нагнетательных скважин.There is a known method of developing an oil reservoir according to the patent of the Russian Federation No. 2613713 (publication date: 03/21/2017, ЕВВ 43/00, ЕВВ 43/26) in accordance with which: in the reservoir they drill and alternate through one row, placing rows at the first distance from each other horizontal production wells and rows of horizontal injection wells, while horizontal production wells and horizontal injection wells are positioned in the direction of minimum horizontal stress in the formation so as to ensure the propagation of fractures rorazryva perpendicular to the horizontal wellbores; at least two hydraulic fracturing ports located at a second distance from each other are installed in casing strings of injection and production wells; moreover, fractures of injection wells are displaced from the fractures of production wells by a third distance; commissioning production and injection wells by pumping fluid into injection wells with control of the flow rate and / or volume of the injected fluid so that the injection pressure is lower than the fracture pressure. Common signs are the alternation of horizontal production (production) wells and horizontal injection wells.
Недостатком способа является сложность процесса бурения скважин, при этом должно обеспечиваться направление скважин, при котором обязательно необходимо обеспечить шахматное расположение портов, причем трещины гидроразрыва нагнетательных скважин должны быть смещены от трещин гидроразрыва эксплуатационных скважин также на определенное расстояние. Закачка жидкости в нагнетательные скважины осуществляется с регулированием расхода и/или объема закачиваемой жидкости, что также усложняет процесс эксплуатации скважин.The disadvantage of this method is the complexity of the process of drilling wells, while the direction of the wells must be ensured, in which it is necessary to ensure a checkerboard arrangement of the ports, and the fractures of the injection wells must also be offset from the fractures of the production wells by a certain distance. Liquid injection into injection wells is carried out with regulation of the flow rate and / or volume of the injected fluid, which also complicates the operation of the wells.
Техническим результатом изобретения является повышение эффективности разработки низкопроницаемых коллекторов и упрощение процесса разработки.The technical result of the invention is to increase the development efficiency of low-permeability reservoirs and simplify the development process.
Технический результат достигается за счет того, что используется способ нестационарной разработки низкопроницаемых коллекторов, при котором:The technical result is achieved due to the fact that the method of non-stationary development of low-permeability reservoirs is used, in which:
- осуществляют бурение горизонтальных скважин, при этом горизонтальные стволы скважин располагают со смещением по азимуту более 10 град. относительно направления максимального горизонтального напряжения в пласте;- carry out the drilling of horizontal wells, while horizontal wellbores are positioned with an azimuth offset of more than 10 degrees. relative to the direction of the maximum horizontal stress in the reservoir;
- проводят многостадийный гидравлический разрыв пласта (МГРП) в скважинах;- conduct multistage hydraulic fracturing (MHF) in the wells;
- осуществляют добычу по крайней мере в двух скважинах;- carry out production in at least two wells;
- используют по крайней мере одну из вышеупомянутых скважин в качестве нагнетательной путем осуществления закачки рабочей жидкости;- use at least one of the aforementioned wells as injection by pumping a working fluid;
- осуществляют закачку рабочей жидкости по крайней мере в одну нагнетательную скважину с превышением давления над давлением гидравлического разрыва пласта (ГРП);- carry out the injection of the working fluid into at least one injection well with excess pressure over hydraulic fracturing pressure (hydraulic fracturing);
- при прорыве жидкости из нагнетательной скважины по трещинам авто-ГРП по крайней мере в одну скважину, находящуюся в режиме добычи (добывающая скважина), осуществляют остановку добывающей скважины;- when a fluid breaks out from an injection well through auto-fracturing fractures into at least one well in production mode (production well), the production well is stopped;
- закачивают рабочую жидкость в нагнетательную скважину до обеспечения превышения объема рабочей жидкости, закаченной в нагнетательную скважину, к суммарному объему жидкости, извлеченной из добывающей скважины на предыдущих стадиях;- pumping the working fluid into the injection well to ensure that the volume of the working fluid pumped into the injection well exceeds the total volume of fluid extracted from the producing well in the previous stages;
- останавливают нагнетательную скважину, осуществляют добычу из добывающей скважины.- stop the injection well, carry out production from the producing well.
Остановка добычи путем закрытия добывающей скважины позволяет:Stopping production by closing a production well allows you to:
- сократить распространение в добывающей скважине жидкости, прорвавшийся при авто-ГРП;- reduce the spread in the producing well of the liquid that erupted during auto-hydraulic fracturing;
- продолжить эффективное заводнение;- continue effective water flooding;
- накопить давление жидкости (флюида) в добывающей скважине.- accumulate the pressure of the fluid (fluid) in the producing well.
При достижении компенсации объема жидкости, закаченной в скважину, и добытой жидкости наступает насыщение пласта.When compensation is achieved for the volume of fluid pumped into the well and the produced fluid, the formation is saturated.
Прекращение закачки и открытие добывающей скважины приводит к закрытию трещины, по которой произошел авто-ГРП, предотвращается возможное сообщение нагнетательной и добывающей скважин. В результате обеспечивается возможность добычи жидкости флюида из добывающей скважины без риска ее заводнения через трещину авто-ГРП.The cessation of injection and the opening of the production well leads to the closure of the fracture along which auto-hydraulic fracturing occurred, and the possible communication of injection and production wells is prevented. As a result, it is possible to extract fluid from a producing well without the risk of water flooding through an auto-fracturing fracture.
Эффективность заводнения обуславливается в том числе возможностью использования давления рабочей жидкости, превышающего давление ГРП. При этом разработка упрощается, т.к. не требуется постоянного регулирования давления закачки с целью недопущения авто-ГРП.Waterflooding efficiency is determined, among other things, by the possibility of using a working fluid pressure in excess of hydraulic fracturing pressure. At the same time, development is simplified, because Constant regulation of the injection pressure is not required to prevent auto-hydraulic fracturing.
Также технический результат достигается за счет применения способа цикличной нестационарной разработки низкопроницаемых коллекторов, при котором:Also, the technical result is achieved through the application of the method of cyclic unsteady development of low permeability reservoirs, in which:
- осуществляют бурение горизонтальных скважин, при этом горизонтальные стволы скважин располагают со смещением по азимуту более 10 град. относительно направления максимального горизонтального напряжения в пласте;- carry out the drilling of horizontal wells, while horizontal wellbores are positioned with an azimuth offset of more than 10 degrees. relative to the direction of the maximum horizontal stress in the reservoir;
- проводят многостадийный гидравлический разрыв пласта (МГРП) в скважинах;- conduct multistage hydraulic fracturing (MHF) in the wells;
- осуществляют добычу по крайней мере в двух скважинах;- carry out production in at least two wells;
- используют по крайней мере одну из вышеупомянутых скважин в качестве нагнетательной путем осуществления закачки рабочей жидкости;- use at least one of the aforementioned wells as injection by pumping a working fluid;
- осуществляют закачку рабочей жидкости по крайней мере в одну нагнетательную скважину с превышением давления над давлением гидравлического разрыва пласта;- carry out the injection of the working fluid in at least one injection well with excess pressure over the pressure of the hydraulic fracturing;
- при прорыве жидкости из нагнетательной скважины по трещинам авто-ГРП по крайней мере в одну скважину, находящуюся в режиме добычи (добывающая скважина), осуществляют остановку добывающей скважины;- when a fluid breaks out from an injection well through auto-fracturing fractures into at least one well in production mode (production well), the production well is stopped;
- осуществляют цикличное повторение следующих стадии:- carry out a cyclic repetition of the following stages:
- закачивают рабочую жидкость в нагнетательную скважину до обеспечения превышения объема рабочей жидкости, закаченной в нагнетательную скважину, к суммарному объему жидкости, извлеченной из добывающей скважины на предыдущих стадиях;- pumping the working fluid into the injection well until the volume of the working fluid pumped into the injection well is exceeded to the total volume of fluid extracted from the producing well in the previous stages;
- останавливают нагнетательную скважину, осуществляют добычу из добывающей скважины;- stop the injection well, carry out production from the producing well;
- при падении дебита останавливают добывающую скважину.- when the flow rate drops, the production well is stopped.
Обеспечение цикличности последних стадий обеспечивает добор дебита из добывающих скважин, который не достигается при осуществлении одностадийного способа разработки.Ensuring the cyclical nature of the last stages provides an extension of production rate from production wells, which is not achieved when implementing a one-stage development method.
Таким образом, при использовании изобретения обеспечивается поддержание максимального пластового давления, с помощью которого достигается повышение эффективности разработки низкопроницаемых коллекторов.Thus, when using the invention, it is ensured that the maximum reservoir pressure is maintained, with the help of which an increase in the development efficiency of low-permeability reservoirs is achieved.
Заявленное изобретение позволяет продлить срок полезного использования добывающих скважин, а не терять их рабочую эффективность при возникновении авто-ГРП или снижении дебита.The claimed invention allows to extend the useful life of producing wells, and not to lose their operational efficiency in the event of auto-hydraulic fracturing or a decrease in flow rate.
Превышение объема жидкости, закаченной в нагнетательную скважину, к объему жидкости, извлеченной из добывающей скважины на предыдущих стадиях, может находиться в пределах 10-50%.The excess of the volume of fluid pumped into the injection well to the volume of fluid extracted from the producing well in the previous stages may be in the range of 10-50%.
В случае определения прорыва рабочей жидкости из нагнетательной скважины в добывающую останавливают добывающую скважину и могут осуществлять закачку в нее блокирующей жидкости. Блокирующая жидкость используется в случае обнаружения заводнения добывающей скважины до момента ее остановки. Таким образом, предотвращается распространение рабочей жидкости из нагнетательной скважины через трещину авто-ГРП вдоль горизонтального ствола добывающей скважины.In the case of determining the breakthrough of the working fluid from the injection well into the producing one, the producing well is stopped and blocking fluid can be pumped into it. Blocking fluid is used if waterflooding of the producing well is detected until it stops. Thus, the spread of the working fluid from the injection well through the auto-hydraulic fracture along the horizontal wellbore of the producing well is prevented.
В качестве блокирующей жидкости могут использовать полиакриламидную, полисахаридную жидкости или другую жидкость, образующую гель.As the blocking fluid, polyacrylamide, polysaccharide or other gel forming liquids can be used.
Скважины могут быть расположены взаимно параллельно.Wells may be mutually parallel.
Определение прорыва из нагнетательной скважины по трещинам авто-ГРП по крайней мере в одну скважину, находящуюся в режиме добычи (добывающая скважина), могут осуществлять с помощью датчиков давления. Датчики давления могут быть установлены по крайней мере в одной скважине или в ее устье.Determination of a breakthrough from an injection well by auto-hydraulic fracturing in at least one well in production mode (production well) can be carried out using pressure sensors. Pressure sensors may be installed in at least one well or at its wellhead.
Объем рабочей жидкости, закаченной в нагнетательную скважину, к суммарному объему жидкости, извлеченной из добывающей скважины на предыдущих стадиях, могут измерять с помощью расходомеров.The volume of the working fluid pumped into the injection well, to the total volume of fluid extracted from the producing well in the previous stages, can be measured using flowmeters.
Изобретение поясняется следующими фигурами.The invention is illustrated by the following figures.
На фиг. 1 - представлена схема отклонения расположения скважин относительно направления максимального горизонтального напряжения в пласте, на которой обозначены:In FIG. 1 - a diagram of the deviation of the location of the wells relative to the direction of the maximum horizontal stress in the reservoir is shown, which shows:
n - нормаль азимута;n is the azimuth normal;
σmax - направление максимального горизонтального напряжения в пласте;σ max - the direction of the maximum horizontal stress in the reservoir;
σmin - направление минимального напряжения в пласте.σ min - the direction of the minimum stress in the reservoir.
На фиг. 2 - схематичное изображение трех скважин с МГРП, в которых осуществляется добыча и отработка.In FIG. 2 is a schematic representation of three wells with multi-stage fracturing, in which production and development are carried out.
Под термином «отработка скважин» в данном изобретении понимается временная добыча флюида с целью последующего перехода в режим заводнения. Для заводнения могут использоваться менее насыщенные (скудные) скважины.The term "well development" in this invention refers to the temporary production of fluid for the subsequent transition to the waterflooding mode. For flooding, less saturated (scarce) wells may be used.
На фиг. 3 - схематично представлен процесс закачки рабочей жидкости в одну скважину, используемую в качестве нагнетательной (нагнетательная скважина).In FIG. 3 - a schematic representation of the process of pumping a working fluid into one well used as an injection (injection well).
На фиг. 4 - схематично представлено образование авто-ГРП на нагнетательной скважине и остановка двух скважин, используемых в качестве добывающих;In FIG. 4 - the formation of auto-hydraulic fracturing at the injection well and the shutdown of two wells used as production wells are schematically presented;
На фиг. 5 - схематично обозначена остановка нагнетательной скважины и добыча на добывающих скважинах.In FIG. 5 - schematically indicated the shutdown of the injection well and production at production wells.
Под нестационарной разработкой понимается разработка с заводнением, характеризующаяся изменением режимов работы как добывающих, так и нагнетательных скважин.Non-stationary development is understood as development with water flooding, characterized by a change in the operating modes of both producing and injection wells.
Заявлен способ нестационарной разработки низкопроницаемых коллекторов, при котором осуществляют бурение горизонтальных скважин 1, при этом горизонтальные стволы скважин 1 располагают со смещением по азимуту на 30 град. относительно направления максимального горизонтального напряжения в пласте (фиг. 1). После чего проводят многостадийный гидравлический разрыв пласта с образованием трещин 2 в скважинах 1 и осуществляют добычу в двух или трех скважинах 1 (фиг. 2).The claimed method of non-stationary development of low-permeability reservoirs, in which
Далее одну из скважин 1 используют в качестве нагнетательной путем осуществления закачки рабочей жидкости 3.Next, one of the
При превышении давления закачки над давлением гидравлического разрыва пласта, например закачка осуществляется с давлением 75 атм. при давлении пласта 500 атм., может произойти авто-ГРП, которое обнаруживается по скачку давления, наблюдаемому на соответствующем датчике, установленном на устье добывающей скважины. При этом осуществляют остановку двух добывающих скважин (фиг. 4).If the injection pressure exceeds the hydraulic fracturing pressure, for example, injection is carried out with a pressure of 75 atm. at a reservoir pressure of 500 atm., auto-hydraulic fracturing can occur, which is detected by the pressure jump observed at the corresponding sensor installed at the mouth of the producing well. At the same time, two production wells are stopped (Fig. 4).
Закачку рабочей жидкости 3 в нагнетательную скважину продолжают до достижения превышения объема рабочей жидкости 3, закаченной в нагнетательную скважину, к суммарному объему жидкости, извлеченной из каждой добывающей скважины отдельно на предыдущих стадиях. Например, суммарный объем извлеченной жидкости (флюида) составляет 35000 м3, а объем закаченной (рабочей) жидкости 3 составляет 40000 м3.The injection of the working
После чего нагнетательную скважину останавливают и возобновляют добычу из одной или двух добывающих скважин (фиг. 6).After that, the injection well is stopped and production is resumed from one or two production wells (Fig. 6).
Также возможно осуществление изобретения с использованием способа цикличной нестационарной разработки низкопроницаемых коллекторов, заключающийся в чередовании этапа, при котором закачивают рабочую жидкость 3 в нагнетательную скважину до обеспечения превышения объема рабочей жидкости 3, закаченной в нагнетательную скважину, к суммарному объему жидкости, извлеченной из добывающей скважины на предыдущих стадиях (фиг. 4), и этапа, при котором, останавливают нагнетательную скважину, осуществляют добычу из добывающей скважины (фиг. 5).It is also possible to implement the invention using the method of cyclic unsteady development of low permeability reservoirs, which consists in alternating the stage in which the working
Таким образом, обеспечивается повышение эффективности разработки низкопроницаемых коллекторов за счет поддержания максимально необходимого пластового давления.In this way, it is possible to increase the development efficiency of low-permeability reservoirs by maintaining the maximum required reservoir pressure.
Claims (32)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019120918A RU2716759C1 (en) | 2019-07-02 | 2019-07-02 | Method for nonstationary development of low-permeability reservoirs |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019120918A RU2716759C1 (en) | 2019-07-02 | 2019-07-02 | Method for nonstationary development of low-permeability reservoirs |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2716759C1 true RU2716759C1 (en) | 2020-03-16 |
Family
ID=69898457
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019120918A RU2716759C1 (en) | 2019-07-02 | 2019-07-02 | Method for nonstationary development of low-permeability reservoirs |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2716759C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2745058C1 (en) * | 2020-10-05 | 2021-03-18 | Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть Научно-Технический Центр» | Method of developing a low-permeability reservoir with alternate initiation of auto-hydraulic fractures |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5197543A (en) * | 1992-03-16 | 1993-03-30 | Oryx Energy Company | Horizontal well treatment method |
| RU2121060C1 (en) * | 1996-04-08 | 1998-10-27 | Поддубный Юрий Анатольевич | Method for development of oil pool |
| RU2326234C1 (en) * | 2007-07-16 | 2008-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil recovery method |
| RU2453689C1 (en) * | 2011-09-06 | 2012-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2471971C1 (en) * | 2011-09-01 | 2013-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of non-homogeneous oil deposit |
| RU2614834C1 (en) * | 2016-02-29 | 2017-03-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Operation method of oil pool by using nonstationary waterflood |
| RU2624944C1 (en) * | 2016-03-29 | 2017-07-11 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Method for developing low-permeable deposit |
| RU2660683C1 (en) * | 2017-06-22 | 2018-07-09 | Акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (АО "РИТЭК") | Method of developing low-permeability oil fields based on the use of horizontal wells with longitudinal fractures of hydraulic fracturing |
-
2019
- 2019-07-02 RU RU2019120918A patent/RU2716759C1/en active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5197543A (en) * | 1992-03-16 | 1993-03-30 | Oryx Energy Company | Horizontal well treatment method |
| RU2121060C1 (en) * | 1996-04-08 | 1998-10-27 | Поддубный Юрий Анатольевич | Method for development of oil pool |
| RU2326234C1 (en) * | 2007-07-16 | 2008-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil recovery method |
| RU2471971C1 (en) * | 2011-09-01 | 2013-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of non-homogeneous oil deposit |
| RU2453689C1 (en) * | 2011-09-06 | 2012-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2614834C1 (en) * | 2016-02-29 | 2017-03-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Operation method of oil pool by using nonstationary waterflood |
| RU2624944C1 (en) * | 2016-03-29 | 2017-07-11 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Method for developing low-permeable deposit |
| RU2660683C1 (en) * | 2017-06-22 | 2018-07-09 | Акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (АО "РИТЭК") | Method of developing low-permeability oil fields based on the use of horizontal wells with longitudinal fractures of hydraulic fracturing |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2745058C1 (en) * | 2020-10-05 | 2021-03-18 | Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть Научно-Технический Центр» | Method of developing a low-permeability reservoir with alternate initiation of auto-hydraulic fractures |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2015156402A (en) | METHOD OF IMPROVED PRODUCTION OF HYDROCARBONS USING MULTIPLE ARTIFICIALLY EDUCATED CRACKS | |
| RU2531775C1 (en) | Seam hydro frac in well | |
| US20190242231A1 (en) | Method for stimulating oil and gas reservoir volume by forming branch fractures in main fracture | |
| RU2515651C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| RU2433250C1 (en) | Method of oil development by using periodic operation of producer wells with operation portions varying with oil well fluid density variation | |
| RU2448240C1 (en) | Development method of oil deposits in carbonate reservoirs with water-oil zones | |
| RU2716759C1 (en) | Method for nonstationary development of low-permeability reservoirs | |
| US11492885B2 (en) | Hydraulic fracturing systems and methods | |
| RU2386795C1 (en) | Development method of oil field with water-oil zones | |
| RU2564312C1 (en) | Method of deposit hydraulic fracturing in well | |
| RU2672365C1 (en) | Method for developing oil deposit on unsteady cyclic pumping mode and device for its implementation | |
| RU2745058C1 (en) | Method of developing a low-permeability reservoir with alternate initiation of auto-hydraulic fractures | |
| RU2627345C1 (en) | Development method of high-viscosity oil or bitumen deposit with application of hydraulic fracture | |
| RU2620099C1 (en) | Method of increasing productivity of development wells and injection capacity of injection wells | |
| RU2749658C1 (en) | Method for developing high-viscosity oil deposits by cyclic steam method | |
| RU2718665C1 (en) | Development method of low-permeability reservoir | |
| RU2807319C1 (en) | Method for developing oil deposit site | |
| RU2638668C1 (en) | Method of thermofoam-acid treatment of near-well zone of carbonate reservoir | |
| RU2425961C1 (en) | Well operation method | |
| RU2684627C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity and heavy oil with thermal effect | |
| RU2696688C1 (en) | Development method of small deposits and separate lenses of oil deposit | |
| RU2513965C1 (en) | Multilayer oil deposit development method | |
| RU2813873C1 (en) | Method for development of superviscous oil deposit using paired horizontal wells | |
| RU2785044C1 (en) | Method for developing oil ultra-low-permeability deposits | |
| RU2652243C1 (en) | Method of developing oil deposits |