RU2732742C1 - Способ разработки водонефтяного пласта - Google Patents

Способ разработки водонефтяного пласта Download PDF

Info

Publication number
RU2732742C1
RU2732742C1 RU2020114389A RU2020114389A RU2732742C1 RU 2732742 C1 RU2732742 C1 RU 2732742C1 RU 2020114389 A RU2020114389 A RU 2020114389A RU 2020114389 A RU2020114389 A RU 2020114389A RU 2732742 C1 RU2732742 C1 RU 2732742C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
wells
production
injection
oil
well
Prior art date
Application number
RU2020114389A
Other languages
English (en)
Inventor
Ленар Гамбарович Рахмаев
Юлий Андреевич Гуторов
Original Assignee
Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина
Priority to RU2020114389A priority Critical patent/RU2732742C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2732742C1 publication Critical patent/RU2732742C1/ru

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/20Displacing 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)
  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)

Abstract

Изобретение относится к области разработки нефтяных залежей и может найти применение для эксплуатации скважин при вытеснении водой. Способ включает строительство нагнетательных и добывающих скважин по любой из известных сеток с вторичным вскрытием интервала продуктивного пласта, исследование геолого-физических условий и строения продуктивного пласта и характеристик насыщающих его жидкостей в скважинной продукции, колебания высоты столба жидкости в скважине - циклы подъема и снижения уровня водонефтяного контакта, регулируемую закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и регулируемый отбор продукции из добывающих скважин для достижения максимальной эффективности. При исследовании определяют также абсолютные отметки кровли пласта и группы скважин, гидродинамически связанные между собой, в каждой группе скважин в минимальных отметках кровли пласта располагают только нагнетательные скважины, в максимальных – добывающие скважины, а остальные скважины располагают согласно выбранной системе закачки агента и отбора продукции. В ходе эксплуатации производят сбор данных об объемах закачиваемого агента каждой нагнетательной скважины группы и объемах и обводненности продукции каждой добывающей скважины группы, производят статистический анализ полученных результатов, из которых определяют диапазоны режимов закачки агента и объемов отбора для каждой соответствующей скважины группы, обеспечивающих максимальную эффективность для дальнейшей эксплуатации. В ходе дальнейшей эксплуатации продолжают сбор данных с соответствующих скважин, и каждый раз, при снижении эффективности, определяют новые диапазоны режимов закачки агента и объемов отбора, обеспечивающих максимальную эффективность для дальнейшей эксплуатации. Предлагаемый способ разработки водонефтяного пласта позволяет производить кардинальное регулирование процессов отбора и закачки через длительные промежутки времени на базе анализа параметров эксплуатации пласта и располагать добывающие и нагнетательные скважины в зависимости от строения кровли пласта для увеличения добычи нефти. 2 з.п. ф-лы.

Description

Изобретение относится к области разработки нефтяных залежей и может найти применение для эксплуатации скважин при вытеснении водой.
Известен способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами (патент RU № 2550642, МПК Е21В 43/20, опубл. 10.05.2015 Бюл. № 13), включающий строительство горизонтальных добывающих скважин, охватывающих залежь, и горизонтальных нагнетательных скважин, нагнетание вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции добывающими скважинами, при этом горизонтальные добывающие скважины размещают параллельно друг другу, между горизонтальными участками и параллельно горизонтальным участкам располагают горизонтальную нагнетательную скважину, нагнетание в которой начинают от забоя, при снижении приемистости коллекторов на забое горизонтальной нагнетательной скважины до предельно рентабельной неработающий участок горизонтального ствола изолируют последовательно в направлении от забоя к началу горизонтального ствола нагнетательной скважины, причем горизонтальные добывающие скважины проводят в проницаемом прослое ниже кровли пласта на расстоянии 3-6 м и выше водонефтяного контакта на расстоянии не менее 10 м, горизонтальную нагнетательную скважину строят равноудаленной от горизонтальных участков добывающих скважин на расстоянии шага проектной сетки, закачку вытесняющего агента осуществляют с повышением пластового давления на 10-20% по сравнению с зоной отбора, предусматривают возврат к предыдущим интервалам эксплуатации по истечении времени, достаточного для восстановления и выравнивания фронта закачиваемой жидкости в пласте, горизонтальные участки добывающих скважин вскрывают в двух интервалах на расстоянии, исключающем их гидродинамическую связь, а отбор продукции производят поочередно, причем переключение с одного интервала добычи на другой осуществляют при достижении предельно рентабельной обводненности продукции.
Недостатками данного способа являются узкая область применения, так как может быть реализован только при строительстве новых скважин, большие финансовые затраты, связанные со строительством горизонтальных скважин без учета свойств пласта и необходимости их строительства, сложность регулирования процессов отбора и закачки, так как распределение заводнения из горизонтальных скважин определяется в основном зонами проницаемости самого пласта, а не режимами закачки, при этом не учитывается строение самого пласта.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки водонефтяной залежи (патент RU № 2431737, МПК Е21В 43/16, опубл. 20.10.2011 Бюл. № 29), включающий строительство нагнетательных и добывающих скважин, исследование геолого-физических условий строения продуктивного пласта и характеристик насыщающих его жидкостей в скважинной продукции, колебания высоты столба жидкости в скважине - циклы подъема и снижения уровня водонефтяного контакта под действием лунных приливных-отливных сил, спуск глубинного насоса, оснащенного хвостовиком с входными каналами и пакером, расположенными в определенном интервале продуктивного пласта, изменение производительности глубинного насоса для уменьшения процентного отношения воды и скважинной продукции, исходя из исследований производительность глубинного насоса увеличивают до необходимой величины в период лунных отливов и уменьшают до необходимой величины в период лунных приливов, причем для продуктивного пласта с обводнившимися верхними и нижними пропластками в качестве циклов подъема и снижения уровня водонефтяного контакта под действием лунных приливных-отливных сил принимают суточные циклы, при этом в добывающих скважинах выходной канал хвостовика оснащают штуцером с калиброванным отверстием и размещают на 1-2 м ниже уровня подошвы продуктивного пласта, причем на уровне кровли продуктивного пласта хвостовик снабжают входными радиальными отверстиями, а пакер устанавливают напротив нефтяного пропластка продуктивного пласта, при этом диаметр калиброванного отверстия штуцера позволяет регулировать соотношения объема отбора продукции из продуктивного пласта добывающей скважины под и над пакером, причем производительность глубинного насоса увеличивают на 20-25% в период лунных отливов относительно необходимой величины в период лунных приливов, которую от начала эксплуатации постепенно после каждого цикла повышают с контролем обводненности продукции до достижения номинальной, определяемой исходя из исследований.
Недостатками данного способа являются сложность осуществления и контроля, так как требуется постоянное кардинальное изменение (20 % и более) процессов закачки и отбора в течении суток, при этом не учитывается строение самой залежи (пласта).
Технической задачей предполагаемого изобретение является создание способа разработки водонефтяного пласта, позволяющей производить кардинальное регулирование процессов отбора и закачки через длительные промежутки времени (не менее 6 месяцев) на базе анализа параметров эксплуатации пласта и располагать добывающие и нагнетательные скважины в зависимости от строения кровли пласта для увеличения добычи нефти.
Техническая задача решается способом разработки водонефтяного пласта, включающим строительство нагнетательных и добывающих скважин по любой из известных сеток с вторичным вскрытием интервала продуктивного пласта, исследование геолого-физических условий и строения продуктивного пласта и характеристик насыщающих его жидкостей в скважинной продукции, колебания высоты столба жидкости в скважине - циклы подъема и снижения уровня водонефтяного контакта, регулируемую закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и регулируемый отбор продукции из добывающих скважин для достижения максимальной эффективности.
Новым является то, что при исследовании определяют также абсолютные отметки кровли пласта и группы скважин гидродинамически связанные между собой, в каждой группе скважин минимальных отметках кровли пласта располагают только нагнетательные скважины, в максимальных – добывающие скважины, а остальные скважины располагают согласно выбранной системе закачки агента и отбора продукции, в ходе эксплуатации производят сбор данных об объемах закачиваемого агента каждой нагнетательной скважины группы и обводненности продукции каждой добывающей скважины группы, проводят статистический анализ полученных результатов, из которых определяют диапазоны режимов закачки агента и объемов отбора для каждой соответствующей скважины группы, обеспечивающих максимальную эффективность для дальнейшей эксплуатации, в ходе которой продолжают сбор данных с соответствующих скважин, и каждый раз при снижении эффективности, определяют новые диапазоны режимов закачки агента и объемов отбора, обеспечивающих максимальную эффективность для дальнейшей эксплуатации.
Новым является также то, что при снижении дебита по нефти добывающих скважин и увеличении обводненности продукции пласта, в нагнетательных скважинах устанавливают на колонне труб проходной пакер в интервале вторичного вскрытия, отсекая верхнюю часть как минимум на половину интервала вторичного вскрытия, причем перед началом закачки вытесняющего агента межтрубное пространство между технологической и обсадной колоннами выше пакера заполняют песком до уровня, исключающего циркуляцию агента.
Новым является также то, что при снижении дебита по нефти добывающих скважин и увеличении обводненности продукции пласта, в добывающих скважинах перед началом отбора осекают нижнюю часть интервала вскрытия как минимум на половину.
Способ разработки водонефтяного пласта реализуется в следующей последовательности.
Способ разработки водонефтяного пласта включает строительство нагнетательных и добывающих скважин по любой из известных сеток (на территории Республики Татарстан (РТ) применяют в основном квадратные или треугольные сетки) с вторичным вскрытием интервала продуктивного пласта. Исследованиями определяют геолого-физические условия и строение продуктивного пласта и характеристик насыщающих его жидкостей в скважинной продукции, колебания высоты столба жидкости в скважине - циклы подъема и снижения уровня водонефтяного контакта, а также определяют абсолютные отметки кровли пласта и группы скважин гидродинамически связанные между собой. В каждой группе скважин в минимальных отметках кровли пласта (во впадинах) располагают только нагнетательные скважины, в максимальных (в подъемах) – добывающие скважины, а остальные скважины располагают согласно выбранной сетке и системе закачки агента и отбора продукции. При строительстве новых скважин нагнетательные и добывающие скважины в выбранных группах сразу начинают эксплуатировать по выбранному принципу. На пластах, эксплуатируемых ранее, в выбранной группе все скважины, расположенные в минимальных отметках кровли пласта (по впадинах) переводят в нагнетательные, а скважины, расположенные в максимальных отметках (в подъемах) – в добывающие. После чего через нагнетательные скважины закачивают в пласт вытесняющей агент, а продукцию пласта отбирают при помощи добывающих скважин. При этом в ходе эксплуатации производят сбор данных об объемах закачиваемого агента каждой нагнетательной скважины группы и обводненности продукции каждой добывающей скважины выбранной группы. Проводят статистический анализ полученных результатов, из которых определяют диапазоны режимов закачки агента и объемов отбора для каждой соответствующей скважины группы, обеспечивающих максимальную эффективность для дальнейшей эксплуатации. При большом количестве скважин статистический анализ проводят при помощи аппаратных и компьютерных комплексов. Регулируемые режимы закачки агента (технической воды, пресной воды, минерализованной воды, воды с реагентами или т.п.) через нагнетательные скважины осуществляют с контролем объемов и давлений, не выходящим за пределы выбранного, для данной нагнетательной скважины, диапазона закачки. Регулируемые режимы отбора продукции пласта осуществляют через добывающие скважины в объёмах в период времени, не выходящим за пределы выбранного, для данной добывающей скважины, диапазона отбора. При этом в ходе эксплуатации производят сбор данных об объемах закачиваемого агента каждой нагнетательной скважины группы и обводненности продукции каждой добывающей скважины выбранной группы. По мере выработки нефтяных запасов продукции снижается эффективность добычи продукции пласта в группе скважин. Тогда опять проводят статистический анализ полученных результатов, из которых определяют диапазоны режимов закачки агента и объемов отбора для каждой соответствующей скважины группы, обеспечивающих максимальную эффективность для дальнейшей эксплуатации. Работу добывающих и нагнетательных скважин переводят на новый режим добычи и закачки соответственно. Статистический анализ и регулирование работы скважин производят каждый раз при снижении эффективности их работы.
При снижении дебита по нефти добывающих скважин и увеличении обводненности продукции пласта, при помощи анализа данных, выделяют нагнетательные скважины, наиболее влияющие на обводненность продукции пласта в близлежащих добывающих скважинах. В выбранных нагнетательных скважинах устанавливают на колонне труб проходной пакер в интервале вторичного вскрытия, отсекая верхнюю часть как минимум на половину интервала вторичного вскрытия. Причем чем больше скважина влияет на обводненность продукции, тем ближе устанавливает пакер к нижнему краю интервала вскрытия. Перед началом закачки вытесняющего агента в межтрубное пространство между технологической и обсадной колоннами засыпают расчётное количество кварцевого песка, ждут его оседание выше пакера на высоту, исключающую циркуляцию агента при закачке вытесняющего агента в подпакерное пространство. Тем самым исключается большое влияние выбранной скважины на обводненность продукции и не требуется бурение новых скважин.
При эксплуатации пласта заводнением уровень водонефтяного контакта (ВНК) пласта постоянно растет (становится выше) и в некоторых добывающих скважинах вскрытия (глухим пакером, гильзой, цементным мостом или т.п.) как минимум на половину (более точно определяется по результатам геофизических исследований скважин – ГИС). Чем выше уровень ВНК относительно интервала вскрытия, тем большую часть его отсекают, чтобы обеспечить отбор продукции из пласта из прикровельной части для уменьшения обводненности, так как нефть имеет меньшую плостность чем закачиваемый вытесняющий агент.
Пример конкретного выполнения.
На Туймазинском месторождении в пласте Д1, разбуренным равномерной квадратной сеткой добывающих и нагнетательных скважин, закачку минерализованной воды проводили с средним давлением 12 – 13 МПа в объеме 160 млн.т в год, добыча нефти была на уровне 50 млн.т. в год. Провели анализ скважин и выявили около 180 групп (блоков) гидродинамически связанных скважин. Исследованиями определили геолого-физические условия и строение продуктивного пласта Д1 и характеристики насыщающих его жидкостей в скважинной продукции, колебания высоты столба жидкости в скважине – циклы подъема и снижения уровня ВНК, а также определили абсолютные отметки кровли пласта и группы скважин гидродинамически связанные между собой. В каждой из групп скважин перевели добывающие скважины в нагнетательные скважины, расположенные в области купольных поднятий (где скапливается нефть, имеющая меньшую, по сравнению с водой, плотность), а нагнетательные скважины – в добывающие скважины, расположенные в области минимальных значений купола (по абсолютным отметкам). В результате это позволило добывать из пласта Д1 до 120 млн. т накопленной нефти в год, при общем объеме нагнетаемой воды 280 млн. тонн, при пластовом давлении добывающих скважин до 15 – 17 МПа. При этом осуществляли в ходе эксплуатации сбор данных об объемах закачиваемого агента каждой нагнетательной скважины и обводненности продукции каждой добывающей скважины выбранной группы. Через семь лет накопленная добыча нефти в пласте Д1 снизилась с 120 млн. т в год до 50 млн. т и рост обводненности продукции произошел с 40-50 % до 70-80 %. Провели статистический анализ полученных результатов в процессе эксплуатации пласта Д1, из которых определили диапазоны режимов закачки агента (400 – 450 м3/сут при давлении 14 – 15 МПа на одну скважину) и объемов отбора (250 – 300 м3/сут на одну скважину) для каждой соответствующей скважины группы, обеспечивающих максимальную эффективность для дальнейшей эксплуатации. В результате накопленная добыча нефти в год выросла до 95 млн.т при обводненности 50 – 55 %. При этом продолжали сбор данных об объемах закачиваемого агента каждой нагнетательной скважины и обводненности продукции каждой добывающей скважины выбранной группы. Через четыре года накопленная добыча нефти снизилась до 40 млн.т, а обводненность возросла до 80 – 85 %. После анализа данных произвели регулирование режимов нагнетания вытесняющего агента (воды) и добычи: нагнетание - 300 – 320 м3/сут при давлении 11 – 12 МПа на одну скважину; добыча – 200 – 280 м3/сут на одну скважину. В результате накопленная добыча нефти в год выросла до 75 млн.т при обводненности 60 – 65 %.
В ходе эксплуатации нагнетательная скважина 28901Г с (объемом закачки 250 м3/сут при давлении 14 МПа) приводила к обводнению продукции в добывающих скважинах 11048 и 28901Б до 95 %. В скважину 28901Г на технологической колонне труб спустили проходной пакер, который установили ниже интервала перфорации (на глубине 1485 м – абсолютная отметка). В межтрубное пространство между технологической и обсадной колоннами засыпали 1 м3 кварцевого песка. Через 2 часа ожидания оседания песка сверх пакера приступили к нагнетанию вытесняющего агента с давлением 14 МПа с полным отсутствием циркуляции в межтрубном пространстве. В результате обводненность продукции в скважинах 11048 и 28901Б снизилась до 55 %.
В ходе эксплуатации уровень ВНК вырос до уровня интервала вскрытия добывающих скважин 28931 и 11040, в которых обводненность добываемой продукции достигала 99 %. В скважине 28931 нижнюю часть (2/3 от общей длины – 12 м) интервала вскрытия после засыпки 7 м3 песка перекрыли цементным мостом. В скважине 11040 нижнюю часть (1/2 от общей длины – 10 м) металлической гильзой, которую привальцевали к стенкам обсадной колонны скважины. В результате обводненность добываемой продукции в скважине 28931 снизилась до 45 %, а в скважине 11040 – до 55 %. Обе скважины продолжали эксплуатироваться как добывающие.
В результате проведенных мероприятий дополнительная добыча нефти на Туймазинском месторождении за 10 лет реализации составила около 500 млн.т нефти.
Предлагаемый способ разработки водонефтяного пласта позволяет производить кардинальное регулирование процессов отбора и закачки через длительные промежутки времени (не менее 6 месяцев) на базе анализа параметров эксплуатации пласта и располагать добывающие и нагнетательные скважины в зависимости от строения кровли пласта для увеличения добычи нефти.

Claims (3)

1. Способ разработки водонефтяного пласта, включающий строительство нагнетательных и добывающих скважин по любой из известных сеток с вторичным вскрытием интервала продуктивного пласта, исследование геолого-физических условий и строения продуктивного пласта и характеристик насыщающих его жидкостей в скважинной продукции, колебания высоты столба жидкости в скважине - циклы подъема и снижения уровня водонефтяного контакта, регулируемую закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и регулируемый отбор продукции из добывающих скважин для достижения максимальной эффективности, отличающийся тем, что при исследовании определяют также абсолютные отметки кровли пласта и группы скважин, гидродинамически связанные между собой, в каждой группе скважин в минимальных отметках кровли пласта располагают только нагнетательные скважины, в максимальных – добывающие скважины, а остальные скважины располагают согласно выбранной системе закачки агента и отбора продукции, в ходе эксплуатации производят сбор данных об объемах закачиваемого агента каждой нагнетательной скважины группы и обводненности продукции каждой добывающей скважины группы, производят статистический анализ полученных результатов, из которых определяют диапазоны режимов закачки агента и объемов отбора для каждой соответствующей скважины группы, обеспечивающих максимальную эффективность для дальнейшей эксплуатации, в ходе которой продолжают сбор данных с соответствующих скважин, и каждый раз при снижении эффективности определяют новые диапазоны режимов закачки агента и объемов отбора, обеспечивающих максимальную эффективность для дальнейшей эксплуатации.
2. Способ разработки водонефтяного пласта по п. 1, отличающийся тем, что при снижении дебита по нефти добывающих скважин и увеличении обводненности продукции пласта в нагнетательных скважинах устанавливают на колонне труб проходной пакер в интервале вторичного вскрытия, отсекая верхнюю часть как минимум на половину интервала вторичного вскрытия, причем перед началом закачки вытесняющего агента межтрубное пространство между технологической и обсадной колоннами выше пакера заполняют песком до уровня, исключающего циркуляцию агента.
3. Способ разработки водонефтяного пласта по одному из пп. 1 или 2, отличающийся тем, что при снижении дебита по нефти добывающих скважин и увеличении обводненности продукции пласта в добывающих скважинах перед началом отбора осекают нижнюю часть интервала вскрытия как минимум на половину.
RU2020114389A 2020-04-22 2020-04-22 Способ разработки водонефтяного пласта RU2732742C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020114389A RU2732742C1 (ru) 2020-04-22 2020-04-22 Способ разработки водонефтяного пласта

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020114389A RU2732742C1 (ru) 2020-04-22 2020-04-22 Способ разработки водонефтяного пласта

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2732742C1 true RU2732742C1 (ru) 2020-09-22

Family

ID=72922425

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2020114389A RU2732742C1 (ru) 2020-04-22 2020-04-22 Способ разработки водонефтяного пласта

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2732742C1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN118673643A (zh) * 2024-08-23 2024-09-20 清华四川能源互联网研究院 一种井网部署优化方法、装置、设备以及介质

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4181176A (en) * 1978-11-06 1980-01-01 Texaco Inc. Oil recovery prediction technique
RU2119583C1 (ru) * 1997-04-07 1998-09-27 Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" Способ контроля за разработкой нефтяных залежей
US6408249B1 (en) * 1999-09-28 2002-06-18 Exxonmobil Upstream Research Company Method for determining a property of a hydrocarbon-bearing formation
RU2431737C1 (ru) * 2010-04-19 2011-10-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ разработки водонефтяной залежи
RU2550642C1 (ru) * 2014-06-18 2015-05-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами
CN107013202A (zh) * 2017-06-08 2017-08-04 成都北方石油勘探开发技术有限公司 适用于菱形圈闭的注采井网分布结构

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4181176A (en) * 1978-11-06 1980-01-01 Texaco Inc. Oil recovery prediction technique
RU2119583C1 (ru) * 1997-04-07 1998-09-27 Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" Способ контроля за разработкой нефтяных залежей
US6408249B1 (en) * 1999-09-28 2002-06-18 Exxonmobil Upstream Research Company Method for determining a property of a hydrocarbon-bearing formation
RU2431737C1 (ru) * 2010-04-19 2011-10-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ разработки водонефтяной залежи
RU2550642C1 (ru) * 2014-06-18 2015-05-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами
CN107013202A (zh) * 2017-06-08 2017-08-04 成都北方石油勘探开发技术有限公司 适用于菱形圈闭的注采井网分布结构

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN118673643A (zh) * 2024-08-23 2024-09-20 清华四川能源互联网研究院 一种井网部署优化方法、装置、设备以及介质
CN118673643B (zh) * 2024-08-23 2024-10-18 清华四川能源互联网研究院 一种井网部署优化方法、装置、设备以及介质

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2305762C1 (ru) Способ разработки залежи вязкой нефти или битума
RU2363839C1 (ru) Способ разработки месторождений высоковязкой нефти
RU2382183C1 (ru) Способ разработки многопластовой залежи нефти в поздней стадии с неустойчивыми породами покрышки и неоднородным коллектором
RU2303125C1 (ru) Способ разработки многопластовой нефтяной залежи
RU2612060C1 (ru) Способ разработки карбонатных сланцевых нефтяных отложений
RU2732742C1 (ru) Способ разработки водонефтяного пласта
RU2386795C1 (ru) Способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами
RU2431737C1 (ru) Способ разработки водонефтяной залежи
RU2418162C1 (ru) Способ повышения проницаемости пласта при добыче высоковязкой нефти
RU2485297C1 (ru) Способ разработки нефтяных залежей сообщаемыми через продуктивный пласт скважинами
RU2401937C1 (ru) Способ разработки обводненной нефтяной залежи
RU2228433C2 (ru) Способ добычи нефти из обводняющихся скважин и устройство для его осуществления
RU2290498C1 (ru) Способ разработки залежи нефти в неоднородном коллекторе малой толщины
RU2730163C1 (ru) Способ эксплуатации нефтяной скважины с подошвенной водой
RU2731243C2 (ru) Способ разработки слабопроницаемой нефтяной залежи с применением раздельной закачки воды и газа
RU2463443C1 (ru) Способ разработки нефтяного месторождения
RU2421606C1 (ru) Способ разработки водонефтяной залежи
RU2505668C1 (ru) Способ разработки нефтяной залежи с применением разветвленных горизонтальных скважин
RU2595105C1 (ru) Способ разработки залежи, осложненной вертикальными разломами
RU2380528C1 (ru) Способ разработки нефтяной или газоконденсатной залежи
RU2242594C1 (ru) Способ разработки литологически экранированной нефтенасыщенной линзы одной скважиной
RU2789724C1 (ru) Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах башкирского яруса
RU2816602C1 (ru) Способ разработки нефтяной залежи
CN114135257B (zh) Co2驱注采耦合时率图版制作方法
RU2380527C1 (ru) Способ разработки водонефтяной залежи