RU2737043C1 - Способ разработки нефтяного пласта многопластового нефтегазоконденсатного месторождения - Google Patents
Способ разработки нефтяного пласта многопластового нефтегазоконденсатного месторождения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2737043C1 RU2737043C1 RU2019116845A RU2019116845A RU2737043C1 RU 2737043 C1 RU2737043 C1 RU 2737043C1 RU 2019116845 A RU2019116845 A RU 2019116845A RU 2019116845 A RU2019116845 A RU 2019116845A RU 2737043 C1 RU2737043 C1 RU 2737043C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- oil
- reservoir
- pressure
- wells
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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 DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
Abstract
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разработки нефтяных пластов многопластовых месторождений, включающих нефтяной и газовый или газоконденсатный пласты. Способ разработки нефтяного пласта многопластового нефтегазоконденсатного месторождения включает бурение скважин по одной из известных площадных или рядных систем размещения скважин, вскрытие нефтяного пласта, добычу нефти и снижение пластового давления не ниже давления насыщения пластовой нефти газом, вскрытие газового или газоконденсатного пласта, бескомпрессорную закачку газа. Осуществляют одновременно-раздельную добычу и бескомпрессорную закачку газа через скважины, предназначенные для поддержания пластового давления в нефтяном пласте. На устье скважин осуществляют контроль давления, температуры и расхода закачиваемого газа. Регулирование расхода закачиваемого газа по скважинам осуществляют штуцированием на устье скважины. Обеспечивается повышение нефтеотдачи нефтяного пласта при сокращении затрат на оборудование, связанное с закачкой газа, за счет использования газа газовых или газоконденсатных пластов без применения оборудования для повышения его давления с обеспечением контроля и регулирования давления и расхода закачиваемого агента. 3 ил., 1 табл.
Description
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разработки нефтяных пластов многопластовых месторождений, включающих нефтяной и газовый или газоконденсатный пласты, по расположению совпадающие в плане, особенно если нефтяной пласт является неоднородным и обладает низкой проницаемостью.
Известен способ разработки нефтяных месторождений, в том числе пластов с низкой проницаемостью, в котором для повышения нефтеотдачи закачивают попутный нефтяной газ или газ газовых пластов после его компримирования с помощью компрессора [Антониади Д.Г. Увеличение нефтеотдачи пластов газовыми и парогазовыми методами. - М.: ОАО «Издательство «Недра», 1998. - 304 с.].
Недостатком данного способа являются повышенные капитальные затраты, связанные с установкой оборудования для сжатия газа, а в случае использования газа газовых пластов также бурение газодобывающих скважин.
Известен способ поддержания пластового давления в нефтяной залежи, заключающийся в бескомпрессорном нагнетании газа в нефтяную залежь из нижних газоносных объектов путем создания искусственных межпластовых перетоков газа по пробуренным на нижний газоносный объект скважинам, отличающийся тем, что с целью сокращения затрат на строительство системы нагнетания газа в нефтяные залежи и на бурение нагнетательных скважин, осуществляют регулируемый переток газа из нижнего газоносного объекта в верхнюю нефтяную залежь путем одновременного отбора газа в этой скважине, причем процесс перетока газа в нефтяную залежь контролируют изменением давления на устье скважины [RU №1239276 A1, МПК E21B 43/18, приор. 30.01.1984].
К недостаткам данного способа можно отнести необходимость наличия объекта для использования газа или его утилизации при регулировании перетока газа из газового пласта в нефтяную залежь путем отбора газа на устье скважины; низкую достоверность оценки расхода перепускаемого газа из газового пласта в нефтяную залежь расчетным путем, особенно в случае накопления жидкости на забое газовой скважины и выпадения конденсата, оказывающих существенное влияние на значения замеров устьевого давления, на основе которых осуществляется контроль; а также ограничение по взаимному расположению пластов, т.е. газоносный пласт должен находится ниже нефтяной залежи.
Известен способ бурения скважин и разработки многопластовых месторождений углеводородов с неоднородными геологическими условиями залегания продуктивных пластов. Способ применим, когда над основным эксплуатационным объектом в виде высокопроницаемого пласта расположен низкопроницаемый продуктивный пласт с аномальным высоким пластовым давлением (АВПД). Способ включает бурение скважин на нижний пласт, предварительный, регулируемый по давлению перепуск флюида из высоконапорного пласта в зону распространения флюида в низконапорном пласте, ограниченную контактом флюида с водой, при закрытых скважинах на устье, и последующую эксплуатацию месторождения. Разработку месторождения осуществляют кустами скважин [RU №2295632, МПК Е21В 43/14, Е21В 7/04, приор. 13.03.2006.]
Недостатком способа является ограниченная область его применения, обусловленная редким сочетанием геологических условий, а именно наличие нижнего высокопроницаемого пласта и верхнего низкопроницаемого пласта с АВПД. Кроме того, данный способ, судя по его описанию, предназначен только для газовых многопластовых месторождений и не предполагает повышение эффективности разработки нефтяных пластов.
Наиболее близким к предложенному способу является способ разработки нефтегазоконденсатного месторождения с размещенными друг над другом нефтяным и газоконденсатным пластами, включающий бурение дополнительных скважин, вскрывающих одним стволом нефтяной и газоконденсатный пласты, перфорации их с последующей герметизацией устья этих скважин и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи пластов за счет перепуска газа из газоконденсатного пласта в нефтяной, дополнительные скважины бурят в приконтурной части залежи, осуществляют перепуск газа из газоконденсатного пласта в нефтяной до выравнивания давления в пластах, устанавливают пакер в дополнительных скважинах между пластами, открывают устье дополнительных скважин и осуществляют закачку через них воды в нефтяной пласт [RU №1678110, МПК E21B 43/20, E21B 43/14, приор. 15.09.1989].
Недостатком данного способа является отсутствие возможности замера и регулирования расхода и давления перепускаемого газа по скважинам и участкам залежи в процессе разработки, что не позволяет обеспечить равномерный охват пласта воздействием в случае разработки неоднородного нефтяного пласта при рассредоточенной закачке газа и впоследствии оценивать распределение остаточных запасов нефти по участкам залежи.
Задачей заявленного изобретения является повышение нефтеотдачи нефтяного пласта, особенно низкопроницаемого с проницаемостью менее 10-3 мкм2, при сокращении затрат на оборудование, связанное с закачкой газа.
Данная задача решается на основе использования в качестве источника закачиваемого агента газ газовых или газоконденсатных залежей данного месторождения, пересекающихся в плане с нефтяным пластом, без применения оборудования для повышения его давления при закачке в нефтяной пласт, с обеспечением контроля и регулирования давления и расхода закачиваемого агента на устье скважины.
Перед реализацией способа определяют наличие газовых или газоконденсатных залежей 2 (фиг. 1), совпадающих в плане с нефтяным пластом 1 (фиг. 1), производят отбор керна из разведочных скважин, отбор проб нефти из нефтяной залежи и газа из газовой или газоконденсатной залежи, проводят лабораторные исследований по определению коэффициента вытеснения нефти газом, в процессе проектирования разработки нефтяной залежи по результатам трехмерного гидродинамического моделирования определяются рациональные темпы закачки газа по скважинам для обеспечения максимального коэффициента охвата нефтяного пласта воздействием и исключения преждевременных прорывов газа.
На этапе проектирования разработки месторождения оценивается возможность применения способа разработки в разные моменты времени, т.е. определяется выполнение необходимого условия для реализации способа разработки:
Где:
- забойное давление в интервале перфорации газовой залежи в скважинах, предназначенных для одновременно-раздельной добычи и бескомпрессорной закачки газа, обеспечивающее рациональные объемы добычи газа для закачки в нефтяной пласт; T- время начала закачки газа; t - время закачки газа в нефтяную залежь;
- забойное давление в интервале перфорации нефтяной залежи в скважинах, предназначенных для одновременно-раздельной добычи и бескомпрессорной закачки газа, обеспечивающее рациональные объемы закачки газа в нефтяной пласт;
Pпот - суммарные потери давления при подъеме газа газовой залежи до устья и закачке его до забоя нефтяной залежи.
Разработка нефтяного пласта ведется в два этапа. На первом этапе нефтяной пласт разбуривают по одной из известных систем размещения скважин (площадной или рядной), скважины могут быть вертикальными, горизонтальными, горизонтальными с гидроразрывом пласта (ГРП) или многозональным гидроразрывом пласта (МГРП), пласт разрабатывается на естественном режиме разработки до давлений, превышающих давление насыщения пластовой нефти газом, осуществляется добыча нефти через все скважины, вскрывающие нефтяную залежь. На втором этапе при выполнении условия (1) реализуется разработка нефтяной залежи с поддержанием пластового давления рассредоточенной закачкой газа, в скважинах, планируемых для закачки газа, вскрывается перфорацией нефтяной пласт и газовый или газоконденсатный пласты, устанавливается внутрискважинное оборудование для одновременно-раздельной добычи и бескомпрессорной закачки газа для разобщения пластов и создания независимых каналов движения газа от интервала перфорации газовой или газоконденсатной залежи до устья скважины и от устья скважины до интервала перфорации нефтяной залежи (фиг. 1). Простейшая схема реализации одновременно-раздельной добычи и бескомпрессорной закачки газа осуществляется установкой пакера 3 (фиг. 1), в случае, если нефтяной пласт залегает глубже газового газоконденсатного пласта, то движение газа до устья осуществляется по затрубному пространству, движение газа до интервала перфорации нефтяного пласта по насосно-компрессорным трубам (НКТ). В случае, если газовый пласт залегает глубже нефтяного, то движение газа до устья скважины происходит по НКТ, движение до интервала перфорации нефтяного пласта по затрубному пространству. Для повышения герметичности скважины могут применяться известные многолифтовые компоновки. На устье скважин ведется контроль давления, температуры и расхода закачиваемого газа стандартными методами и устройствами 4 (термометр, манометр, расходомер), в случае перфорации нескольких газовых или газоконденсатных пластов или изменения термобарических условий осуществляется отбор устьевых проб для контроля состава закачиваемого газа. Регулирование расхода закачиваемого газа по скважинам осуществляется в соответствии с результатами трехмерного гидродинамического моделирования с помощью штуцера 5 (фиг. 1) на устье скважины.
В качестве примера рассмотрим результаты расчетов технологических показателей разработки на секторной модели многопластового месторождения, сложенного двумя пластами, включающими нефтяной и газовый пласты залежи.
Геолого-физическая характеристика нефтяного пласта в ачимовских отложениях представлена в таблице 1.
Табл. 1. Геолого-физическая характеристика нефтяного пласта | |
Параметры | Значения |
Глубина залегания, м | 4038,3-4071,9 |
Абсолютная отметка ВНК, м | 4058 |
Тип залежи | Сводовая, тектонически и литологически экранированная |
Тип коллектора | Поровый |
Средняя нефтенасыщенная толщина, м | 31.8 |
Коэффициент песчанистости, д.ед. | 0.51 |
Расчлененность | 14.6 |
Проницаемость, мД | 0.94 |
Коэффициент пористости, д ед. | 0.157 |
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, д.ед. | 0.569 |
Начальная пластовая температура,0С | 107 |
Начальное пластовое давление, МПа | 60.87 |
Давление насыщения нефти газом, МПа | 31.8 |
Газосодержание нефти, м3/т | 289.4 |
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3 | 625 |
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа•с | 0.36 |
Объемный коэффициент нефти, д. ед. | 1.618 |
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа•с | 0.255 |
Коэффициент продуктивности, м3/сут•МПа | 0.44 |
Коэффициент вытеснения нефти водой, д.ед. | 0.596 |
Сжимаемость нефти 1/ГПа | 1.45 |
Сжимаемость воды, 1/ГПа | 0.498 |
Сжимаемость породы, 1/ГПа | 0.293 |
Газовый пласт расположен на 100 м выше нефтяного и характеризуется значительными геологическими запасами, достаточными для длительного перепуска газа, т.е выполнения необходимого условия реализации предлагаемого способа (1). Давление в газовом пласте составляет 59,8 МПа. Для моделирования процесса перепуска газа было рассчитано давление на уровне интервала перфорации нефтяного пласта при глубине залегания 4000м. Потери давления на трение при движении газа от забоя скважины в интервале вскрытия газовой залежи до устья и от устья до забоя скважины в интервале вскрытия нефтяной залежи рассчитаны по формуле Адамова и составляют 0,7 МПа. Максимальное давление закачки будет ниже пластового давления в газовом пласте на величину потерь и депрессии для отбора газа (до 1МПа) и составит 58-59 МПа.
Моделирование предлагаемого способа разработки проводилось на секторной трехмерной гидродинамической модели пласта. Пласт вскрывается горизонтальными скважинами с МГРП. Свойства пласта и нефти соответствуют таковым для ачимовских отложений (таблица 1). Размерность трехмерной модели 21*17*15 ячеек без измельчения сетки в прискважинной зоне скважин с МГРП. Пористость моделировалась стохастически при среднем значении, равном средней пористости (таблица 1). Проницаемость рассчитывалась по петрофизической зависимости от пористости, полученной при исследовании керна (фиг. 2). Параметры трещин, задавались следующими: полудлина - 100м, проницаемость - 10 мкм2, раскрытость - 0,002м.
В расчетах рассматривался 20-летний период разработки. Добывающие горизонтальные скважины размещены по краям сектора и в центре. В качестве ограничений для добывающих скважин были заданы ограничения по забойному давлению, равному давлению насыщения нефти газом на режиме истощения и 0,75 от давления насыщения при вытеснении нефти газом. Отключение скважин осуществлялось при дебите по нефти менее 0.5 м3/сут или при достижении значения газового фактора, равного 2500 м3/м3.
Рассмотрено три варианта разработки нефтяного пласта.
Вариант 1 предусматривает разработку на естественном режиме при снижении пластового давления в нефтяной залежи до 32 МПа.
Вариант 2 включает разработку на естественном режиме при снижении пластового давления в нефтяной залежи до 32 МПа и последующий перевод крайних добывающих скважин под закачку газа. Объем закачки газа по скважинам является нерегулируемым для имитации перепуска газа из газового пласта в нефтяной без использования регулирующих устройств.
Вариант 3 предусматривает разработку на естественном режиме при снижении пластового давления в нефтяной залежи до 32 МПа и последующий перевод крайних добывающих скважин под закачку газа. Режимы работы и объем закачки газа являются регулируемыми для имитации предлагаемого способа. Оптимальные режимы работы и объем закачки газа по скважинам определялись на основе результатов многовариантного моделирования для максимизации коэффициента извлечения нефти.
Динамика коэффициента извлечения нефти для моделируемого сектора при различных сценариях разработки представлена на Фиг 3.
КИН при разработке нефтяной залежи на естественном режиме составляет 0,066, при нерегулируемом перепуске газа из газового пласта - 0,358. Реализация предлагаемого способа позволяет увеличить КИН до 0,381, т.е. на 6.4% относительно варианта с нерегулируемым перепуском газа.
Таким образом, предлагаемый способ разработки позволяет значительно повысить КИН нефтяного пласта многопластового нефтегазоконденсатного месторождения по сравнению с нерегулируемым перепуском газа, а по сравнению с вариантом разработки нефтяного пласта на естественном режиме - более, чем в 5 раз.
Claims (1)
- Способ разработки нефтяного пласта многопластового нефтегазоконденсатного месторождения, включающий бурение скважин по одной из известных площадных или рядных систем размещения скважин, вскрытие нефтяного пласта, добычу нефти и снижение пластового давления не ниже давления насыщения пластовой нефти газом, вскрытие газового или газоконденсатного пласта, бескомпрессорную закачку газа, отличающийся тем, что для увеличения коэффициента извлечения нефти и регулирования закачки газа по скважинам реализуют одновременно-раздельную добычу и бескомпрессорную закачку газа через скважины, предназначенные для поддержания пластового давления в нефтяном пласте, на устье скважин осуществляют контроль давления, температуры и расхода закачиваемого газа, регулирование расхода закачиваемого газа по скважинам осуществляют штуцированием на устье скважины.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019116845A RU2737043C1 (ru) | 2019-05-31 | 2019-05-31 | Способ разработки нефтяного пласта многопластового нефтегазоконденсатного месторождения |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019116845A RU2737043C1 (ru) | 2019-05-31 | 2019-05-31 | Способ разработки нефтяного пласта многопластового нефтегазоконденсатного месторождения |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2737043C1 true RU2737043C1 (ru) | 2020-11-24 |
Family
ID=73543553
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2019116845A RU2737043C1 (ru) | 2019-05-31 | 2019-05-31 | Способ разработки нефтяного пласта многопластового нефтегазоконденсатного месторождения |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2737043C1 (ru) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN113250749A (zh) * | 2021-06-22 | 2021-08-13 | 中国石油化工股份有限公司西北油田分公司 | 一种凝析气藏型储气库的模拟方法及其系统 |
RU2756650C1 (ru) * | 2020-12-30 | 2021-10-04 | Андрей Викторович Поушев | Способ комплексной добычи углеводородов из нефтегазоконденсатных скважин и система для его осуществления |
RU2760313C1 (ru) * | 2020-12-07 | 2021-11-23 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Добыча Надым" | Способ добычи углеводородного сырья многопластовых месторождений |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1678110A1 (ru) * | 1989-09-15 | 1996-07-27 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Способ разработки нефтегазоконденсатного месторождения с размещенными друг над другом нефтяным и газоконденсатными пластами |
RU2211311C2 (ru) * | 2001-01-15 | 2003-08-27 | ООО Научно-исследовательский институт "СибГеоТех" | Способ одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов и скважинная установка для его реализации |
RU2344274C1 (ru) * | 2007-04-16 | 2009-01-20 | ООО НИИ "СибГеоТех" | Способ одновременно-раздельной добычи нефти из пластов одной скважины с погружной насосной установкой (варианты) |
RU2365744C1 (ru) * | 2008-01-09 | 2009-08-27 | Василий Александрович Леонов | Способ одновременно-раздельной добычи углеводородов электропогружным насосом и установка для его реализации (варианты) |
WO2011150048A2 (en) * | 2010-05-26 | 2011-12-01 | Schlumberger Canada Limited | Intelligent completion system for extended reach drilling wells |
RU2563463C1 (ru) * | 2014-12-02 | 2015-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ разработки слоистой нефтяной залежи с высоковязкой нефтью |
RU2594235C2 (ru) * | 2014-08-26 | 2016-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС Внедрение" | Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой залежи и устройство для реализации способа |
-
2019
- 2019-05-31 RU RU2019116845A patent/RU2737043C1/ru active
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1678110A1 (ru) * | 1989-09-15 | 1996-07-27 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Способ разработки нефтегазоконденсатного месторождения с размещенными друг над другом нефтяным и газоконденсатными пластами |
RU2211311C2 (ru) * | 2001-01-15 | 2003-08-27 | ООО Научно-исследовательский институт "СибГеоТех" | Способ одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов и скважинная установка для его реализации |
RU2344274C1 (ru) * | 2007-04-16 | 2009-01-20 | ООО НИИ "СибГеоТех" | Способ одновременно-раздельной добычи нефти из пластов одной скважины с погружной насосной установкой (варианты) |
RU2365744C1 (ru) * | 2008-01-09 | 2009-08-27 | Василий Александрович Леонов | Способ одновременно-раздельной добычи углеводородов электропогружным насосом и установка для его реализации (варианты) |
WO2011150048A2 (en) * | 2010-05-26 | 2011-12-01 | Schlumberger Canada Limited | Intelligent completion system for extended reach drilling wells |
RU2594235C2 (ru) * | 2014-08-26 | 2016-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС Внедрение" | Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой залежи и устройство для реализации способа |
RU2563463C1 (ru) * | 2014-12-02 | 2015-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ разработки слоистой нефтяной залежи с высоковязкой нефтью |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2760313C1 (ru) * | 2020-12-07 | 2021-11-23 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Добыча Надым" | Способ добычи углеводородного сырья многопластовых месторождений |
RU2756650C1 (ru) * | 2020-12-30 | 2021-10-04 | Андрей Викторович Поушев | Способ комплексной добычи углеводородов из нефтегазоконденсатных скважин и система для его осуществления |
CN113250749A (zh) * | 2021-06-22 | 2021-08-13 | 中国石油化工股份有限公司西北油田分公司 | 一种凝析气藏型储气库的模拟方法及其系统 |
CN113250749B (zh) * | 2021-06-22 | 2024-02-27 | 中国石油化工股份有限公司西北油田分公司 | 一种凝析气藏型储气库的模拟方法及其系统 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN110608024B (zh) | 一种深层页岩气提高微支撑系统充填效率的体积压裂方法 | |
US9494025B2 (en) | Control fracturing in unconventional reservoirs | |
RU2737043C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта многопластового нефтегазоконденсатного месторождения | |
Guo et al. | Well productivity handbook | |
CN112392472B (zh) | 确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法及装置 | |
US11408264B2 (en) | Volumetric fracturing method of temporarily plugging and diverting through functional slick water with oil displacement agent injected simultaneously | |
CN111236906B (zh) | 一种常压或深层页岩气主裂缝深部封堵提高裂缝复杂性的方法 | |
Furui et al. | A Comprehensive Model of High-Rate Matrix-Acid Stimulation for Long Horizontal Wells in Carbonate Reservoirs: Part II—Wellbore/Reservoir Coupled-Flow Modeling and Field Application | |
WO2017223483A1 (en) | Method for selecting choke sizes, artificial lift parameters, pipe sizes and surface facilities under production system constraints for oil and gas wells | |
RU2515651C1 (ru) | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины | |
Medlin et al. | Abnormal treating pressures in massive hydraulic fracturing treatments | |
RU2474676C1 (ru) | Способ разработки многопластового нефтяного месторождения | |
Khuzin et al. | Influence of hydraulic compression on porosity and permeability properties of reservoirs | |
CN111827997A (zh) | 一种提高低压致密油藏采收率的开采方法 | |
Willhite et al. | A pilot carbon dioxide test, Hall-Gurney Field, Kansas | |
RU2323331C1 (ru) | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением одновременно раздельной закачки рабочего агента | |
Tinker | Equilibrium acid fracturing: a new fracture acidizing technique for carbonate formations | |
RU2485297C1 (ru) | Способ разработки нефтяных залежей сообщаемыми через продуктивный пласт скважинами | |
RU2733869C1 (ru) | Способ разработки доманикового нефтяного пласта | |
RU2558546C1 (ru) | Способ разработки многопластового нефтяного месторождения | |
Ghauri | Results of Well Stimulation by Hydraulic Fracturing and High Rate Oil Backflush | |
CN108798623B (zh) | 一种天然气掺稀气举工艺参数优选方法 | |
Wyman et al. | Analyses of an Elmworth hydraulic fracture in Alberta | |
RU2301326C1 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяного месторождения | |
RU2242594C1 (ru) | Способ разработки литологически экранированной нефтенасыщенной линзы одной скважиной |