RU2733240C1 - Method for development of multi-face low-permeable oil deposit by electric fracture - Google Patents
Method for development of multi-face low-permeable oil deposit by electric fracture Download PDFInfo
- Publication number
- RU2733240C1 RU2733240C1 RU2020117129A RU2020117129A RU2733240C1 RU 2733240 C1 RU2733240 C1 RU 2733240C1 RU 2020117129 A RU2020117129 A RU 2020117129A RU 2020117129 A RU2020117129 A RU 2020117129A RU 2733240 C1 RU2733240 C1 RU 2733240C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- electrodes
- group
- formation
- oil
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 33
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 33
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 13
- 238000010891 electric arc Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 5
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 10
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 30
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 11
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 18
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
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
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
-
- 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/17—Interconnecting two or more wells by fracturing or otherwise attacking the formation
-
- 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)
- Earth Drilling (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовых слабопроницаемых нефтяных пластов с применением разрыва пласта.The invention relates to the oil industry and can find application in the development of multilayer low-permeability oil reservoirs using formation fracturing.
Известно устройство и способ электрического разрыва пласта. Устройство содержит два пакера, определяющих между собой ограниченное пространство в скважине, пробуренной в пласте, насос для повышения давления текучей среды в указанном ограниченном пространстве, устройство для нагрева текучей среды, по меньшей мере одну пару из двух электродов, расположенных в указанном ограниченном пространстве и электрическую цепь для создания электрической дуги между двумя электродами. Причем указанная цепь содержит по меньшей мере один источник напряжения, соединенный с электродами, и элемент индуктивности между источником напряжения и одним из двух электродов. Способ включает электрический разрыв пласта путем создания электрической дуги в текучей среде, находящейся в скважине, пробуренной в пласте, причем электрическая дуга индуцирует волну давления, время нарастания которой больше 0,1 мкс, предпочтительно больше 10 мкс (патент РФ № 2592313, кл. Е21В 43/26, G01V 1/157, опубл. 20.07.2016).A device and method for electrical fracturing are known. The device contains two packers defining between themselves a limited space in a well drilled in the formation, a pump for increasing the pressure of the fluid in the specified limited space, a device for heating the fluid, at least one pair of two electrodes located in the specified limited space and an electrical a circuit for creating an electric arc between two electrodes. Moreover, the specified circuit contains at least one voltage source connected to the electrodes, and an inductance element between the voltage source and one of the two electrodes. The method includes electrical fracturing of the formation by creating an electric arc in a fluid in a well drilled in the formation, and the electric arc induces a pressure wave, the rise time of which is more than 0.1 μs, preferably more than 10 μs (RF patent No. 2592313, class E21B 43/26, G01V 1/157, publ. 20.07.2016).
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ электроразрыва пластов, который осуществляют в пластах с низкой проницаемостью – менее 10 мД. Устанавливают пару электродов, осуществляют подачу различных напряжений между парами электродов заданной частоты, при этом разность потенциалов составляет больше по меньшей мере 10000 В. Разность потенциалов между парами электродов обеспечивают импульсами продолжительностью менее 500 нс с образованием плазменных разрядов. Обеспечивают удаление породных масс между электродами для снижения напряжения в пласте по меньшей мере на 5% от начального напряжения в пласте. За счет электрической дуги обеспечивают удаление породы в локальной зоне с образованием каналов (патент РФ №2640520, кл. Е21В 43/16, Е21В 43/17, опубл. 09.01.2018 - прототип).The closest in technical essence to the proposed method is the method of electrical fracturing, which is carried out in formations with low permeability - less than 10 mD. A pair of electrodes is installed, different voltages are applied between pairs of electrodes of a given frequency, while the potential difference is greater than at least 10000 V. The potential difference between the pairs of electrodes is provided with pulses of less than 500 ns duration with the formation of plasma discharges. The removal of rock masses between the electrodes is provided to reduce the stress in the formation by at least 5% of the initial stress in the formation. Due to the electric arc, rock is removed in the local zone with the formation of channels (RF patent No. 2640520, class Е21В 43/16, Е21В 43/17, publ. 09.01.2018 - prototype).
Общим недостатком известных способов является невысокая нефтеотдача. Несмотря на создание разрыва пласта электрической дугой не учитывается необходимость комплексного воздействия на пласт, что приводит к низкому охвату пласта и слабой выработке запасов нефти.A common disadvantage of the known methods is low oil recovery. Despite the creation of an electric arc fracturing, the need for a complex impact on the formation is not taken into account, which leads to low reservoir sweep and poor production of oil reserves.
Задача решается тем, что в способе разработки многопластовой слабопроницаемой нефтяной залежи электроразрывом, включающем бурение и/или подбор уже существующих на залежи вертикальных и/или наклонно-направленных скважин, применение электропроводящей обсадной колонны и/или электропроводящего цементного кольца, спуск в скважину электродов, электроразрыв пласта за счет создания электрической дуги между электродами, отбор продукции из скважин, согласно изобретению, подбирают залежь, состоящую не менее, чем из двух продуктивных пластов, совпадающих в структурном плане, причем каждый из пластов в свою очередь может быть слоистым, расстояние между подошвой самого верхнего пласта и кровлей самого нижнего пласта составляет не более 500 м, расстояние между соседними стволами скважин не боле 400 м, электроды размещают таким образом, чтобы в соседних скважинах, между стволами которых расстояние наименьшее, находились электроды разной полярности, причем электроды с одной полярностью размещают напротив самого верхнего пласта в скважинах группы А, а электроды с противоположной полярностью – напротив самого нижнего пласта в скважинах группы B, после проведения электроразрыва пласта пускают в добычу скважины группы В, при снижении дебита нефти в скважинах группы В до 1 т/сут и ниже их останавливают и пускают в добычу скважины группы А, при снижении дебита нефти в скважинах группы А до 1 т/сут и ниже их останавливают и во все скважины групп А и В закачивают рабочий агент, затем оставляют данные скважины на перераспределение давления на 5-15 дней, после чего пускают в добычу все скважины групп А и В, закачку рабочего агента и периоды ожидания повторяют.The problem is solved by the fact that in the method of developing a multilayer low-permeability oil reservoir by electrical fracturing, including drilling and / or selection of vertical and / or deviated wells already existing in the reservoir, the use of an electrically conductive casing string and / or an electrically conductive cement ring, running electrodes into the well, electrical fracturing formation by creating an electric arc between the electrodes, selection of products from the wells, according to the invention, a reservoir is selected, consisting of at least two productive formations that coincide in structural terms, and each of the formations, in turn, can be layered, the distance between the bottom of the the upper layer and the roof of the lowermost layer is not more than 500 m, the distance between adjacent wellbores is not more than 400 m, the electrodes are placed so that in adjacent wells, between the shafts of which the distance is the smallest, there are electrodes of different polarity, and electrodes with the same polarity are placed on the contrary and in the uppermost layer in wells of group A, and electrodes with opposite polarity are opposite the lowermost layer in wells of group B, after electric fracturing of the formation, wells of group B are put into production, with a decrease in oil production in wells of group B to 1 t / day and below they are stopped and put into production wells of group A, when the oil production rate in wells of group A decreases to 1 t / day and below, they are stopped and a working agent is pumped into all wells of groups A and B, then these wells are left for pressure redistribution by 5-15 days, after which all wells of groups A and B are put into production, the injection of the working agent and the waiting periods are repeated.
Сущность изобретения.The essence of the invention.
Разработка многопластовых слабопроницаемых нефтяных залежей характеризуется низким коэффициентом охвата пластов, недовыработкой остаточных запасов и невысокой нефтеотдачей. Существующие технические решения не в полной мере позволяют осуществлять наиболее полную выработку запасов нефти из таких залежей. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.The development of multilayer low-permeability oil deposits is characterized by a low sweep ratio, undeveloped residual reserves and low oil recovery. The existing technical solutions do not fully allow for the most complete production of oil reserves from such deposits. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery of the reservoir. The problem is solved as follows.
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
Подбирают залежь, представленную слабопроницаемыми нефтяными пластами, состоящую не менее, чем из двух продуктивных пластов, совпадающих в структурном плане. В свою очередь каждый из пластов может быть слоистым и иметь несколько пропластков или пачек. Расстояние между подошвой самого верхнего пласта и кровлей самого нижнего пласта составляет не более 500 м. На данной многопластовой залежи бурят новые и/или подбирают уже существующие вертикальные и/или наклонно-направленные добывающие скважины с расстоянием между соседними стволами не боле 400 м. В новых скважинах применяют электропроводящие обсадные колонны и/или электропроводящее цементное кольцо. В существующих скважинах реализация способа возможна при открытом в продуктивном пласте стволе.A reservoir is selected, represented by low-permeability oil reservoirs, consisting of at least two productive reservoirs that coincide in structural terms. In turn, each of the layers can be layered and have several interlayers or packs. The distance between the bottom of the uppermost stratum and the top of the lowest stratum is no more than 500 m. New ones are drilled and / or already existing vertical and / or directional production wells are drilled on this multilayer reservoir with a distance between adjacent boreholes no more than 400 m. wells use electrically conductive casing and / or electrically conductive cement ring. In existing wells, the implementation of the method is possible when the wellbore is open in the productive formation.
Согласно исследованиям, при проведении операций по электроразрыву в одиночном пласте эффективность способа снижается, т.к. при этом отсутствует необходимость разрыва пропластков неколлектора между продуктивным нефтенасыщенными пластами. При расстоянии между подошвой самого верхнего пласта и кровлей самого нижнего пласта более 500 м (т.е. расстоянии в вертикальной плоскости), а также при расстоянии между соседними стволами скважин боле 400 м (т.е. расстоянии в горизонтальной плоскости), получить достаточной температуры электрическую дугу между электродами затруднительно. According to research, when conducting electrical fracturing operations in a single formation, the effectiveness of the method decreases, because while there is no need to fracture non-reservoir interlayers between productive oil-saturated formations. If the distance between the bottom of the uppermost layer and the top of the lowermost layer is more than 500 m (i.e., the distance in the vertical plane), as well as with the distance between adjacent wellbores of more than 400 m (i.e., the distance in the horizontal plane), obtain sufficient temperature of the electric arc between the electrodes is difficult.
В скважины спускают электроды. Причем электроды размещают таким образом, чтобы в соседних скважинах, между стволами которых расстояние наименьшее, находились электроды разной полярности. Электроды с одной полярностью размещают напротив самого верхнего пласта в скважинах группы А, а электроды с противоположной полярностью – напротив самого нижнего пласта в скважинах группы B. Таким образом, скважины делят на две группы – А и В. Далее проводят электроразрыв пласта за счет создания электрической дуги между электродами. Electrodes are lowered into the wells. Moreover, the electrodes are placed in such a way that in adjacent wells, between the shafts of which the distance is the smallest, there are electrodes of different polarity. Electrodes with one polarity are placed opposite the uppermost layer in wells of group A, and electrodes with opposite polarity are placed opposite the lowest layer in wells of group B. Thus, the wells are divided into two groups - A and B. Then, electric fracturing of the formation is carried out by creating an electric arcs between the electrodes.
После проведения электроразрыва пласта пускают в добычу скважины группы В. При снижении дебита нефти в скважинах группы В до 1 т/сут и ниже их останавливают и пускают в добычу скважины группы А. В свою очередь при снижении дебита нефти в скважинах группы А до 1 т/сут и ниже их также останавливают. Затем для повышения давления в пластах во все скважины групп А и В закачивают рабочий агент. В качестве рабочего агента могут быть применены газы (попутный нефтяной газ, углекислый газ и пр.) и жидкости (попутно добываемая вода, низкоминерализованная вода, растворы поверхностно-активных веществ). Далее оставляют данные скважины на перераспределение давления на 5-15 дней, после чего пускают в добычу все скважины групп А и В.After the electric fracturing of the formation, wells of group B are put into production. When the oil production rate in wells of group B decreases to 1 t / day and below, they are stopped and put into production in wells of group A. In turn, when the oil production rate in wells of group A decreases to 1 t / day and below, they are also stopped. Then, to increase the pressure in the formations, a working agent is injected into all wells of groups A and B. Gases (associated petroleum gas, carbon dioxide, etc.) and liquids (associated water, low-mineralized water, solutions of surfactants) can be used as a working agent. Then these wells are left for pressure redistribution for 5-15 days, after which all wells of groups A and B are put into production.
Согласно исследованиям, при снижении дебита нефти в скважинах как группы А, так и группы В до значения менее 1 т/сут, экономическая эффективность добычи нефти значительно снижается. Остановка скважин на перераспределение давления на менее чем 5 дней для большинства коллекторов не эффективна, т.к. давление не успевает перераспределиться, тогда как остановка более чем на 15 дней не имеет смысла, т.к. дальнейшего полезного для повышения нефтеотдачи перераспределения давления не происходит.According to studies, when the oil production rate in both group A and group B wells decreases to less than 1 ton / day, the economic efficiency of oil production is significantly reduced. Well shutdown for pressure redistribution for less than 5 days is not effective for most reservoirs, because pressure does not have time to redistribute, while stopping for more than 15 days does not make sense, because there is no further pressure redistribution useful for enhanced oil recovery.
Закачку рабочего агента и периоды ожидания повторяют.The worker agent injection and waiting periods are repeated.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи. Development is carried out until the full economically viable development of the deposit.
Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи залежи.The result of the introduction of this method is to increase the oil recovery of the reservoir.
Примеры конкретного выполнения способа.Examples of specific execution of the method.
Пример 1. Залежь нефти представлена двумя пластами, совпадающими в структурном плане. Пласты сложены терригенными отложениями. Нижний пласт имеет среднюю абсолютную проницаемость 2 мД, среднюю нефтенасыщенную толщину – 9 м, глубина залегания кровли пласта – 1580 м, начальное пластовое давление – 16 МПа. Верхний пласт имеет среднюю абсолютную проницаемость 0,1 мД, среднюю нефтенасыщенную толщину – 15 м, глубина залегания кровли пласта – 1095 м, начальное пластовое давление – 11 МПа. Расстояние между подошвой верхнего пласта и кровлей нижнего пласта составляет 500 м.Example 1. An oil reservoir is represented by two layers that are structurally identical. The beds are composed of terrigenous deposits. The lower layer has an average absolute permeability of 2 mD, an average oil-saturated thickness of 9 m, the depth of the top of the reservoir - 1580 m, and the initial reservoir pressure - 16 MPa. The upper layer has an average absolute permeability of 0.1 mD, an average oil-saturated thickness of 15 m, the depth of the top of the reservoir - 1095 m, and the initial reservoir pressure - 11 MPa. The distance between the bottom of the upper layer and the top of the lower layer is 500 m.
На данной многопластовой залежи бурят пять новых вертикальных добывающих скважин с расстоянием между соседними стволами 300-400 м. В данных скважинах применяют электропроводящие обсадные колонны и электропроводящее цементное кольцо. Five new vertical production wells are drilled in this multilayer reservoir with a distance between adjacent boreholes of 300-400 m. These wells use electrically conductive casing strings and an electrically conductive cement ring.
В скважины спускают электроды. Причем электроды размещают таким образом, чтобы в соседних скважинах, между стволами которых расстояние наименьшее, находились электроды разной полярности. Электроды с одной полярностью размещают напротив верхнего пласта в скважинах группы А, а электроды с противоположной полярностью – напротив нижнего пласта в скважинах группы B. Таким образом, скважины делят на две группы – А и В. Далее проводят электроразрыв пласта за счет создания электрической дуги между электродами. Электроды создают мгновенное напряжение 300 кВ длительностью в несколько микросекунд.Electrodes are lowered into the wells. Moreover, the electrodes are placed in such a way that in adjacent wells, between the shafts of which the distance is the smallest, there are electrodes of different polarity. Electrodes with one polarity are placed opposite the upper layer in wells of group A, and electrodes with opposite polarity are placed opposite the lower layer in wells of group B. Thus, the wells are divided into two groups - A and B. Then, the formation is electrically fractured by creating an electric arc between electrodes. The electrodes generate an instantaneous voltage of 300 kV for a few microseconds.
После проведения электроразрыва пласта пускают в добычу скважины группы В. Начальный дебит нефти скважин группы В составил 12-25 т/сут. При снижении дебита нефти в скважинах группы В до 1 т/сут их останавливают и пускают в добычу скважины группы А. Начальный дебит нефти скважин группы А составил 10-21 т/сут. В свою очередь при снижении дебита нефти в скважинах группы А до 1 т/сут их также останавливают. Затем во все скважины групп А и В закачивают рабочий агент – попутный нефтяной газ с удельным расходом на скважину 1000 м3/сут в течение 7 дней. Далее закачку останавливают и оставляют данные скважины на перераспределение давления на 5 дней, после чего пускают в добычу все скважины групп А и В.After the electric fracturing of the formation, the wells of group B are put into production. The initial oil production rate of the wells of group B was 12-25 tons / day. When the oil production rate in wells of group B decreases to 1 ton / day, they are stopped and put into production in wells of group A. The initial oil production rate of wells in group A was 10-21 tons / day. In turn, when the oil production rate in wells of group A decreases to 1 t / day, they are also stopped. Then, a working agent is injected into all wells of groups A and B - associated petroleum gas with a specific flow rate per well of 1000 m 3 / day for 7 days. Then the injection is stopped and these wells are left for pressure redistribution for 5 days, after which all wells of groups A and B are put into production.
Закачку рабочего агента и периоды ожидания перераспределения давления повторяют шесть раз с периодичностью в 4-6 месяцев.The pumping of the working agent and the waiting periods for pressure redistribution are repeated six times at intervals of 4-6 months.
Пример 2. Выполняют как пример 1. Залежь нефти имеет другие геолого-физические характеристики и представлена тремя пластами, совпадающими в структурном плане. Пласты сложены карбонатными слоистыми отложениями, каждый из пластов имеет по 5-8 нефтенасыщенных пропластков. Расстояние между подошвой самого верхнего пласта и кровлей самого нижнего пласта составляет 300 м. На данной многопластовой залежи подбирают уже существующие наклонно-направленные добывающие скважины с открытыми в продуктивном пласте стволами. Напряжение между электродами создают на уровне 500 кВ. В качестве рабочего агента для закачки применяют СО2, который закачивают с удельным расходом на скважину 2000 м3/сут в течение 10 дней. Далее закачку останавливают и оставляют данные скважины на перераспределение давления на 15 дней.Example 2. Perform as example 1. Oil reservoir has different geological and physical characteristics and is represented by three layers, which coincide in structural terms. The strata are composed of layered carbonate deposits, each of the strata has 5-8 oil-saturated interlayers. The distance between the bottom of the uppermost stratum and the top of the lowest stratum is 300 m. In this multilayer reservoir, already existing directional production wells with open shafts in the productive stratum are selected. The voltage between the electrodes is set at 500 kV. CO 2 is used as a working agent for injection, which is injected at a specific flow rate per well of 2000 m 3 / day for 10 days. Then the injection is stopped and these wells are left for pressure redistribution for 15 days.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи. Development is carried out until the full economically viable development of the deposit.
В результате разработки, которое ограничили достижением обводненности залежи до 98%, было добыто 174,8 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,216 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 131,1 тыс.т нефти, КИН составил 0,162 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу – 0,054 д.ед.As a result of the development, which was limited to reaching the water cut of the reservoir up to 98%, 174.8 thousand tons of oil were produced, the oil recovery factor (ORF) was 0.216 unit fraction. Other things being equal, the prototype produced 131.1 thousand tons of oil, the oil recovery factor was 0.162 unit units. The increase in oil recovery factor by the proposed method is 0.054 unit units.
Предлагаемый способ позволяет увеличить коэффициент нефтеизвлечения многопластовой слабопроницаемой нефтяной залежи, повысить охват пластов и выработку запасов нефти за счет комплекса работ по электроразрыву пласта, закачки рабочего агента, выполняемого определенным образом отбора продукции.The proposed method makes it possible to increase the oil recovery factor of a multilayer low-permeability oil reservoir, to increase the coverage of layers and the production of oil reserves due to a complex of works on electrical fracturing, injection of a working agent, performed in a certain way of product selection.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи залежи.Application of the proposed method will allow solving the problem of increasing oil recovery of the reservoir.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020117129A RU2733240C1 (en) | 2020-05-25 | 2020-05-25 | Method for development of multi-face low-permeable oil deposit by electric fracture |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020117129A RU2733240C1 (en) | 2020-05-25 | 2020-05-25 | Method for development of multi-face low-permeable oil deposit by electric fracture |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2733240C1 true RU2733240C1 (en) | 2020-09-30 |
Family
ID=72926822
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020117129A RU2733240C1 (en) | 2020-05-25 | 2020-05-25 | Method for development of multi-face low-permeable oil deposit by electric fracture |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2733240C1 (en) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU911018A1 (en) * | 1980-05-20 | 1982-03-07 | Московский Ордена Трудового Красного Знамени Инженерно-Физический Институт | Formation hydraulic fracturing method |
| US4667738A (en) * | 1984-01-20 | 1987-05-26 | Ceee Corporation | Oil and gas production enhancement using electrical means |
| US5106164A (en) * | 1990-04-20 | 1992-04-21 | Noranda Inc. | Plasma blasting method |
| RU2102587C1 (en) * | 1995-11-10 | 1998-01-20 | Линецкий Александр Петрович | Method for development and increased recovery of oil, gas and other minerals from ground |
| RU2592313C2 (en) * | 2011-03-14 | 2016-07-20 | Тоталь С.А. | Electric fracturing |
| RU2640520C2 (en) * | 2012-03-29 | 2018-01-09 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Formations electric fracturing |
-
2020
- 2020-05-25 RU RU2020117129A patent/RU2733240C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU911018A1 (en) * | 1980-05-20 | 1982-03-07 | Московский Ордена Трудового Красного Знамени Инженерно-Физический Институт | Formation hydraulic fracturing method |
| US4667738A (en) * | 1984-01-20 | 1987-05-26 | Ceee Corporation | Oil and gas production enhancement using electrical means |
| US5106164A (en) * | 1990-04-20 | 1992-04-21 | Noranda Inc. | Plasma blasting method |
| RU2102587C1 (en) * | 1995-11-10 | 1998-01-20 | Линецкий Александр Петрович | Method for development and increased recovery of oil, gas and other minerals from ground |
| RU2592313C2 (en) * | 2011-03-14 | 2016-07-20 | Тоталь С.А. | Electric fracturing |
| RU2640520C2 (en) * | 2012-03-29 | 2018-01-09 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Formations electric fracturing |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9243487B2 (en) | Electrofracturing formations | |
| US10030491B2 (en) | Method for increasing gas recovery in fractures proximate fracture treated wellbores | |
| US10815761B2 (en) | Process for producing hydrocarbons from a subterranean hydrocarbon-bearing reservoir | |
| US6158517A (en) | Artificial aquifers in hydrologic cells for primary and enhanced oil recoveries, for exploitation of heavy oil, tar sands and gas hydrates | |
| CA2795940A1 (en) | Improved hydraulic fracturing process for deviated wellbores | |
| EA001243B1 (en) | Method for stimulating production from lenticular natural gas formations | |
| RU2660683C1 (en) | Method of developing low-permeability oil fields based on the use of horizontal wells with longitudinal fractures of hydraulic fracturing | |
| CN110352287A (en) | The reservoir stimulation of hydraulic fracturing is carried out including the channel by extending | |
| WO2019014090A2 (en) | Methods and systems for ballooned hydraulic fractures and complex toe-to-heel flooding | |
| US5915477A (en) | Enhanced oil recovery technique | |
| RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
| RU2743478C1 (en) | Difficult turonian gas production method | |
| RU2733240C1 (en) | Method for development of multi-face low-permeable oil deposit by electric fracture | |
| RU2443855C1 (en) | Development method of oil deposit with layer-by-layer heterogeneity | |
| RU2578090C1 (en) | Method of developing oil deposits | |
| Serdyuk et al. | Multistage Stimulation of Sidetrack Wellbores Utilizing Fiber-Enhanced Plugs Proves Efficient for Brown Oil Fields Development | |
| RU2733239C1 (en) | Method for development of dense oil deposit by electric fracture | |
| Humoodi et al. | Implementation of Hydraulic Fracturing Operation for a Reservoir in KRG | |
| Rimmelin et al. | Hydraulic fracturing in cave mining: Opportunities for improvement | |
| RU2732744C1 (en) | Development method of powerful multi-zone low-permeability oil deposit | |
| RU2733869C1 (en) | Method for development of a domanic oil reservoir | |
| WO2022081790A1 (en) | Grout partition and method of construction | |
| RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
| RU2499885C2 (en) | Water flooding method of oil deposits | |
| RU2713026C1 (en) | Development method of low-permeable reservoir of oil deposit |