RU2528308C1 - Method of oil pool development with hydraulic fracturing - Google Patents
Method of oil pool development with hydraulic fracturing Download PDFInfo
- Publication number
- RU2528308C1 RU2528308C1 RU2013145718/03A RU2013145718A RU2528308C1 RU 2528308 C1 RU2528308 C1 RU 2528308C1 RU 2013145718/03 A RU2013145718/03 A RU 2013145718/03A RU 2013145718 A RU2013145718 A RU 2013145718A RU 2528308 C1 RU2528308 C1 RU 2528308C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- injection
- hydraulic fracturing
- water
- parallel
- Prior art date
Links
Landscapes
- Edible Oils And Fats (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с проведением гидравлического разрыва пласта (ГРП) в карбонатных и терригенных коллекторах.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of oil deposits with hydraulic fracturing in carbonate and terrigenous reservoirs.
Известен способ проведения локального направленного ГРП, включающий определение напряженных зон в пласте-коллекторе необсаженного ствола скважины сейсмическим зондированием методом рассеянных волн, бурение боковых параллельных стволов малого диаметра вдоль оси главных напряжений сжатия горного массива, при этом расстояние между параллельными горизонтальными стволами выбирают из условия обеспечения их устойчивости и проведения вертикального гидроразрыва по длине горизонтальных стволов с обеспечением движения трещин навстречу друг другу и их слияния с вовлечением в разработку целиков нефти, ее тупиковых и застойных зон в пласте с подошвенной водой или в пласте с выше- и нижележащей водой (патент РФ №2335628, кл. E21B 43/26, опубл. 10.10.2008).A known method of conducting local directional hydraulic fracturing, including determining the stress zones in the reservoir of an open-hole wellbore by seismic sounding using the scattered wave method, drilling parallel lateral shafts of small diameter along the axis of the main compression stresses of the rock mass, the distance between parallel horizontal shafts is chosen from the condition of ensuring them stability and vertical fracturing along the length of horizontal shafts with the provision of movement of cracks towards d to a friend and their merger with involvement in the development of the pillars of oil, its dead-end and stagnant zones in the formation with bottom water or in the formation with higher and lower water (RF patent No. 2355628, class E21B 43/26, publ. 10.10.2008) .
Недостатком способа является невысокая нефтеотдача пласта, высокая скорость обводнения продукции добывающих скважин, неравномерная выработка запасов нефти и значительные затраты на бурение боковых стволов.The disadvantage of this method is the low oil recovery, high watering rate of production wells, uneven production of oil reserves and significant costs for drilling sidetracks.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки нефтегазовой залежи с применением ГРП путем искусственного внутриконтурного воздействия на объект разработки закачкой через нагнетательные скважины воды, и/или газа, и/или иного вытесняющего агента, отбор пластовых флюидов через эксплуатационные скважины и осуществление ГРП, который проводят комплексно на всей совокупности нагнетательных и эксплуатационных скважин, проектирование и реализацию ГРП проводят на базе непрерывной информации о механических свойствах пород разрезов нагнетательных и эксплуатационных скважин, которую согласуют с геофизическими исследованиями, при этом направление трещин ГРП задают подбором зенитных и азимутальных углов проводки нагнетательных и эксплуатационных скважин из расчета исключения неоднородности фильтрационных потоков, а период эффективной работы трещин ГРП увеличивают закачкой в них композиций физико-химических веществ, растворяющих глинистые и иные минеральные вещества, заполняющих трещины. Дополнительно в сложно построенных залежах с газовой шапкой изолируют низ и/или верх трещины ГРП от подошвенной воды и/или газа газовой шапки (патент РФ №2135750 E21B 43/20, опубл. 27.08.1999 - прототип).Closest to the technical nature of the proposed method is a method of developing an oil and gas reservoir using hydraulic fracturing by artificially contouring an object of development by injecting water and / or gas and / or another displacing agent through injection wells, selecting reservoir fluids through production wells and performing hydraulic fracturing , which is carried out comprehensively on the entire set of injection and production wells, the design and implementation of hydraulic fracturing is carried out on the basis of continuous information on m the mechanical properties of the rocks of the sections of injection and production wells, which is consistent with geophysical studies, while the direction of hydraulic fractures is determined by the selection of zenith and azimuthal angles of the injection and production wells from the calculation of eliminating heterogeneity of filtering flows, and the period of effective operation of hydraulic fractures is increased by the injection of compositions - chemicals that dissolve clay and other minerals that fill cracks. Additionally, in the complexly constructed deposits with a gas cap, the bottom and / or top of the hydraulic fracture is isolated from bottom water and / or gas cap gas (RF patent No. 2135750 E21B 43/20, publ. 08.27.1999 - prototype).
Недостатком способа является невысокая нефтеотдача залежи, высокая скорость обводнения продукции добывающих скважин и неравномерная выработки запасов нефти.The disadvantage of this method is the low oil recovery, high speed watering production of producing wells and uneven production of oil reserves.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи и снижения скорости обводнения продукции добывающих скважин при разработке залежи нефти скважинами с проведением ГРП.The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery deposits and reducing the rate of watering production of producing wells during the development of oil deposits by wells with hydraulic fracturing.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи с проведением ГРП, включающим бурение добывающих и нагнетательных скважин, создание элементов с нагнетательной скважиной в центре и добывающими вокруг, либо подбор таких уже пробуренных скважин, определение первоначального направления максимального главного напряжения пласта δmax1, проведение ГРП в добывающих скважинах, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие, согласно изобретению, сначала проводят ГРП в тех скважинах, где фронт вытеснения от нагнетательной скважины параллелен направлениям трещин ГРП, получая трещины параллельно δmax1, ведут закачку воды в нагнетательные скважины с температурой, равной текущей температуре пласта t, и отбор продукции через добывающие скважины, в ближайший зимний период закачиваемую воду охлаждают до температуры (0,5-0,7)t и закачивают, пока в оставшихся скважинах без ГРП не будет зафиксирован приход охлажденной воды, определяют изменение максимального главного напряжения пласта δmax2 в добывающих скважинах без ГРП в результате закачки холодной воды, проводят ГРП в данных добывающих скважинах, получая трещины параллельно δmax2, после чего переходят на закачку не охлажденной воды.The problem is solved in that in the method of developing an oil field with hydraulic fracturing, including drilling production and injection wells, creating elements with an injection well in the center and producing around, or selecting such already drilled wells, determining the initial direction of the maximum main formation stress δ max1 , conducting Hydraulic fracturing in production wells, water injection through injection wells and product selection through production wells, according to the invention, hydraulic fracturing is first performed in those wells where the front is displaced Nia from the injection well is parallel to the directions of hydraulic fractures, cracks parallel to afford δ max1, are water injection into the injection well at a temperature equal to the current formation temperature t, and the selection of products through production wells to a nearby winter injected water is cooled to a temperature of (0.5 -0.7) t and injected until the arrival of chilled water is detected in the remaining wells without hydraulic fracturing, the change in the maximum main stress of the formation δ max2 in production wells without hydraulic fracturing as a result of cold injection is determined bottom of the water, hydraulic fracturing is carried out in these production wells, receiving cracks in parallel with δ max2 , after which they switch to the injection of non-chilled water.
В низкопроницаемых пластах с проницаемостью менее 30 мД на нагнетательной скважине дважды проводят гидроразрыв пласта, в первый раз до закачки холодной воды, получая трещины параллельно δmax1, а во второй раз после закачки холодной воды, получая трещины параллельно δmax2.In low-permeability formations with a permeability of less than 30 mD, hydraulic fracturing is performed twice in the injection well, the first time before cold water injection, producing cracks in parallel with δ max1 , and the second time after cold water injection, getting cracks in parallel with δ max2 .
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
На нефтеотдачу нефтяной залежи, разрабатываемой скважинами с ГРП, существенное влияние оказывает время работы скважин до полного обводнения и, соответственно, равномерная выработка запасов нефти при заводнении. Существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить данную задачу, т.к. при проведении ГРП трещины распространяются вдоль максимального главного напряжения пласта залежи. Проведение ГРП на группе скважин приводит к тому, что все трещины идут параллельно, при этом часть нагнетательных скважин оказывается расположенной таким образом, что фронт движения закачиваемой водой перпендикулярен трещинам некоторых скважин. Это приводит к быстрому обводнению данных скважин и соответственно снижает нефтеотдачу пласта. Возникает необходимость проведения мероприятий, позволяющих менять направление максимального главного напряжения пласта в районе таких скважин. Одним из подобных мероприятий является охлаждение пласта закачкой холодной воды, т.е. водой, температура которой ниже температуры пласта. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи нефтяной залежи посредствам максимально длительной работы скважин до полного обводнения и равномерной выработки запасов нефти. Задача решается следующим образом.The oil recovery of an oil field developed by wells with hydraulic fracturing is significantly affected by the time the wells operate until they are completely flooded and, accordingly, the uniform production of oil reserves during flooding. Existing technical solutions do not fully allow to perform this task, because during hydraulic fracturing, cracks propagate along the maximum principal stress of the reservoir. Performing hydraulic fracturing on a group of wells leads to the fact that all the cracks run in parallel, while part of the injection wells is located so that the front of the pumped water is perpendicular to the cracks of some wells. This leads to rapid watering of these wells and, accordingly, reduces oil recovery. There is a need for measures to change the direction of the maximum main reservoir stress in the area of such wells. One of such measures is the cooling of the reservoir by injection of cold water, i.e. water, the temperature of which is below the temperature of the reservoir. The proposed invention solves the problem of increasing the oil recovery of oil deposits by means of the longest possible operation of the wells until complete flooding and uniform production of oil reserves. The problem is solved as follows.
На фиг.1 приведена в плане схема участка нефтяной залежи с расположенными на ней скважинами с проведением ГРП. Принятые обозначения: A - нагнетательная скважина, B, C, D, E - добывающие скважины, δmax1 - направление максимального главного напряжения пласта до закачки холодной воды, δmax2 - направление максимального главного напряжения пласта после закачки холодной воды. Sтp1 - направление трещин ГРП скважин B, E до закачки холодной воды, Sтр2 - направление трещин ГРП скважин C, D после закачки холодной воды, 1 - участок нефтяной залежи, разрабатываемый скважинами A-E, 2 - зона, охваченная закачкой холодной водой.Figure 1 shows in plan a diagram of a section of an oil deposit with wells located on it with hydraulic fracturing. Accepted designations: A - injection well, B, C, D, E - production wells, δ max1 - the direction of the maximum principal stress of the formation before injection of cold water, δ max2 - the direction of the maximum principal stress of the formation after injection of cold water. S tp1 - direction of hydraulic fractures of wells B, E before cold water injection, S t2 - direction of hydraulic fractures of wells C, D after cold water injection, 1 - oil field section developed by AE wells, 2 - zone covered by cold water injection.
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
На участке нефтяной залежи 1 (фиг.1) определяют направление максимального главного напряжения пород δmax1 на скважинах A-E, разрабатывающих участок пласта 1. В результате исследований получают северо-восточное направление δmax1.In the area of oil reservoir 1 (Fig. 1), the direction of the maximum principal stress of the rocks δ max1 in the wells AE developing the section of formation 1 is determined. As a result of the studies, the north-east direction δ max1 is obtained .
Сначала проводят гидравлический разрыв пласта в добывающих скважинах B и E, где фронт вытеснения от нагнетательной скважины параллелен направлениям трещин ГРП. ГРП проводят либо пропантный, либо кислотный, в зависимости от типа коллектора (терригенный или карбонатный соответственно). Так, в результате ГРП получают трещины Sтp1, параллельные δmax1, т.к. трещины при проведении ГРП стремятся проходить вдоль максимального главного напряжения пласта.First, hydraulic fracturing is carried out in production wells B and E, where the displacement front from the injection well is parallel to the directions of the hydraulic fractures. Hydraulic fracturing is carried out either proppant or acidic, depending on the type of reservoir (terrigenous or carbonate, respectively). So, as a result of hydraulic fracturing, cracks S tp1 are obtained , parallel to δ max1 , because fractures during hydraulic fracturing tend to pass along the maximum principal stress of the formation.
Далее ведут закачку воды в нагнетательную скважину A с температурой t, равной текущей температуре пласта и отбор продукции через добывающие скважины B, C, D, E. С наступлением ближайшего зимнего периода, закачиваемую воду охлаждают до температуры (0,5-0,7)t и закачивают в объеме, пока в оставшихся скважинах C и D без ГРП не будет зафиксирован приход холодной воды. Согласно расчетам, влияние охлажденной воды с температурой выше 0,7t практически не влияет на перераспределение напряжений в охлажденной зоне 2 пласта участка залежи 1. При этом закачка охлажденной воды с температурой ниже 0,5t значительно снижает коэффициент нефтеизвлечения ввиду повышения вязкости нефти. Охлаждение закачиваемой воды в зимний период происходит естественным образом во время движения по водоводам, что позволяет исключить затраты на охлаждение.Next, water is injected into injection well A with a temperature t equal to the current temperature of the formation and production is taken through production wells B, C, D, E. With the onset of the coming winter period, the injected water is cooled to a temperature of (0.5-0.7) t and injected in volume until the arrival of cold water is detected in the remaining wells C and D without hydraulic fracturing. According to calculations, the effect of chilled water with a temperature above 0.7t practically does not affect the redistribution of stresses in the chilled zone 2 of the reservoir of the reservoir 1. In this case, the injection of chilled water with a temperature below 0.5t significantly reduces the oil recovery coefficient due to an increase in oil viscosity. Cooling of the injected water in the winter period occurs naturally during movement through water pipelines, which eliminates the cost of cooling.
Через время T был зафиксирован приход холодной воды в скважинах C и D. За время T нагнетательной скважиной A было закачано V м3 охлажденной воды. Охлажденная зона 2 участка залежи 1 характеризуется тем, что направление максимального главного напряжения здесь меняется в связи с перераспределением напряжений из-за охлаждения коллектора. Определяют максимальное главное напряжение охлажденной зоны 2 - δmax2 на скважинах C и D. В результате получают северо-западное направление δmax2.After time T, the arrival of cold water was recorded in wells C and D. During time T, V m 3 of chilled water was pumped by injection well A. The cooled zone 2 of the reservoir 1 is characterized by the fact that the direction of the maximum principal stress changes here due to the redistribution of stresses due to cooling of the collector. The maximum principal stress of the cooled zone 2, δ max2, is determined for wells C and D. As a result, the northwest direction δ max2 is obtained .
Проводят ГРП в добывающих скважинах C и D, получая трещины Sтp2 параллельные δmax2, после чего переходят на закачку не охлажденной воды. Таким образом, получают систему трещин добывающих скважин, при которой время обводнения добывающих скважин закачиваемой водой нагнетательной скважины минимально.Hydraulic fracturing is carried out in producing wells C and D, obtaining cracks S tp2 parallel to δ max2 , after which they switch to the injection of un chilled water. Thus, a system of fractures of producing wells is obtained in which the time of flooding of producing wells with injection water from the injection well is minimal.
В низкопроницаемых пластах с проницаемостью менее 30 мД, на нагнетательной скважине A также проводят ГРП, причем два раза: в первый раз до закачки холодной воды, получая трещины параллельно δmax1, а во второй раз после закачки холодной воды, получая трещины параллельно δmax2. Согласно расчетам, при проницаемости пласта менее 30 мД, нагнетательные скважины характеризуются низкой приемистостью, которая не позволяет проводить требуемое мероприятие по охлаждению пласта, т.к. время перераспределения тепла в пласте оказывается выше времени прихода охлажденной воды к добывающим скважинам. В связи с этим требуется увеличение приемистости нагнетательных скважин посредством проведения в них ГРП.In low-permeability formations with a permeability of less than 30 mD, hydraulic fracturing is also carried out on injection well A, and two times: the first time before cold water injection, getting cracks in parallel with δ max1 , and the second time after cold water injection, getting fractures in parallel with δ max2 . According to calculations, when the permeability of the formation is less than 30 mD, injection wells are characterized by low injectivity, which does not allow the required measure to cool the formation, because the time of heat redistribution in the formation is higher than the time of arrival of chilled water to the producing wells. In this regard, an increase in the injectivity of injection wells through hydraulic fracturing is required.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.The development is carried out until the full economically viable development of the site.
Результатом внедрения данного способа является повышение степени нефтеизвлечения, максимально длительная работа скважин до полного обводнения и равномерная выработка запасов нефти.The result of the implementation of this method is to increase the degree of oil recovery, the longest possible operation of the wells to complete watering and uniform production of oil reserves.
Примеры конкретного выполнения способаExamples of specific performance of the method
Пример 1. На участке нефтяной залежи 1 (фиг.1), продуктивные пласты которого представлены терригенными отложениями, определяют направление максимального главного напряжения пород δmax1 прибором ВАК-8 на скважинах A-E, разрабатывающих участок пласта 1. В результате исследований получают северо-восточное направление δmax1.Example 1. On the site of oil reservoir 1 (Fig. 1), the productive strata of which are represented by terrigenous deposits, determine the direction of the maximum principal stress of the rocks δ max1 using the VAK-8 device at wells AE developing the site of stratum 1. As a result of the studies, a north-east direction is obtained δ max1 .
Параметры пласта участка залежи 1 следующие: глубина 1125 м, начальное пластовое давление - 10,1 МПа, текущая пластовая температура - t=23°C, проницаемость - 1,4 Д, вязкость нефти в пластовых условиях - 41 мПа*с, толщина пласта - 8 м, пласт нефтенасыщенный, расстояние между скважинами - 300 м, приемистость нагнетательной скважины A-Q3=30 м3/сут.The reservoir parameters of reservoir 1 are as follows: depth 1125 m, initial reservoir pressure 10.1 MPa, current reservoir temperature t = 23 ° C, permeability 1.4 D, oil viscosity under reservoir conditions 41 MPa * s, formation thickness - 8 m, oil-saturated formation, the distance between the wells - 300 m, the injectivity of the injection well AQ 3 = 30 m 3 / day.
Сначала проводят пропантный гидравлический разрыв пласта в добывающих скважинах В и Е, где фронт вытеснения от нагнетательной скважины параллелен направлениям трещин ГРП. Так в результате ГРП получают трещины Sтp1, параллельные δmax1, т.к. трещины при проведении ГРП стремятся проходить вдоль максимального главного напряжения пласта. Проведение ГРП пришлось на август месяц.First, proppant hydraulic fracturing is carried out in production wells B and E, where the displacement front from the injection well is parallel to the directions of the hydraulic fractures. So as a result of hydraulic fracturing, cracks S tp1 are obtained , parallel to δ max1 , because fractures during hydraulic fracturing tend to pass along the maximum principal stress of the formation. Hydraulic fracturing occurred in the month of August.
Далее ведут закачку подтоварной воды в нагнетательную скважину A с температурой t=23°C, равной текущей температуре пласта, и отбор продукции через добывающие скважины B, C, D, E. Через 5 месяцев с наступлением зимнего периода закачиваемую воду охлаждают до температуры 0,7t=16°C и закачивают в объеме, пока в оставшихся скважинах C и D без ГРП не будет зафиксирован приход холодной воды. Так через T1=46 и T2=52 сут был зафиксирован приход холодной воды в скважинах C и D соответственно. За T2=52 сут нагнетательной скважиной А было закачано V=Q3·T=30-52=1560 м3 охлажденной воды. Охлажденная зона 2 участка залежи 1 характеризуется тем, что направление максимального главного напряжения здесь меняется в связи с перераспределением напряжений из-за охлаждения коллектора. Определяют максимальное главное напряжение охлажденной зоны 2 - δmax2 прибором ВАК-8 на скважинах A, C, D. В результате получают северо-западное направление δmax2.Next, the produced water is injected into injection well A with a temperature t = 23 ° C equal to the current temperature of the formation, and production is taken through production wells B, C, D, E. After 5 months with the onset of the winter period, the injected water is cooled to a temperature of 0, 7t = 16 ° C and injected in volume until the arrival of cold water is detected in the remaining wells C and D without hydraulic fracturing. So, after T 1 = 46 and T 2 = 52 days, the arrival of cold water was recorded in wells C and D, respectively. Over T 2 = 52 days, injection well A was injected with V = Q 3 · T = 30-52 = 1560 m 3 of chilled water. The cooled zone 2 of the reservoir 1 is characterized by the fact that the direction of the maximum principal stress changes here due to the redistribution of stresses due to cooling of the collector. The maximum principal stress of the cooled zone 2 - δ max2 is determined by the VAK-8 device in wells A, C, D. As a result, the north-west direction δ max2 is obtained .
Проводят пропантный гидравлический разрыв пласта в добывающих скважинах C и D, получая трещины Sтp2, параллельные Smax2, после чего переходят на закачку не охлажденной воды.A proppant hydraulic fracturing is carried out in the production wells C and D, obtaining cracks S TP2 parallel to S max2 , after which they switch to the injection of non-chilled water.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.The development is carried out until the full economically viable development of the site.
В результате по примеру 1 за время разработки, которое ограничили обводнением добывающих скважин до 98%, было добыто с участка 164,8 тыс. т нефти, коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,415. По прототипу при прочих равных условиях, было добыто 153,6 тыс. т нефти, КИН составил 0,387. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,028.As a result, according to example 1, during the development period, which was limited by watering production wells to 98%, 164.8 thousand tons of oil were produced from the site, the oil recovery factor (CIN) was 0.415. According to the prototype, ceteris paribus, 153.6 thousand tons of oil was produced, oil recovery factor amounted to 0.387. The increase in recovery factor by the proposed method is 0.028.
Пример 2. Выполняют как пример 1. Разрабатываемый пласт представлен карбонатным типом коллектора с проницаемостью 25 мД. Нагнетательная скважина A в таком низкопроницаемом коллекторе характеризуется низкой приемистостью, поэтому в этой скважине также необходимо проведение ГРП. Причем до закачки холодной воды проводят кислотный ГРП в скважинах A, B, E, получая трещины параллельно δmax1, а после закачки холодной воды проводят кислотный ГРП в скважинах A, C, B, получая трещины параллельно δmax2. Холодную воду закачивают с температурой 0,5t=11,5°С.Example 2. Perform as example 1. The developed reservoir is represented by a carbonate type of reservoir with a permeability of 25 MD. Injection well A in such a low-permeability reservoir is characterized by low injectivity, therefore, hydraulic fracturing is also necessary in this well. Moreover, before injection of cold water, acid fracturing is performed in wells A, B, E, receiving fractures in parallel with δ max1 , and after injection of cold water, acid fracturing is performed in wells A, C, B, producing fractures in parallel δ max2 . Cold water is pumped with a temperature of 0.5t = 11.5 ° C.
В результате по примеру 2 за время разработки, которое ограничили обводнением добывающих скважин до 98%, было добыто с участка 149,1 тыс. т нефти, коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,376. По прототипу при прочих равных условиях, было добыто 135,5 тыс. т нефти, КИН составил 0,341. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,035.As a result, according to Example 2, during the development period, which was limited by watering production wells to 98%, 149.1 thousand tons of oil were produced from the site, and the oil recovery factor (CIN) was 0.376. According to the prototype, ceteris paribus, 135.5 thousand tons of oil was produced, oil recovery factor amounted to 0.341. The increase in recovery factor by the proposed method is 0.035.
Предлагаемый способ, за счет максимально длительной работы скважины до полного обводнения и за счет равномерной выработки запасов нефти при разработке залежи нефти скважинами с проведением ГРП, позволяет увеличить нефтеотдачу продуктивного пласта.The proposed method, due to the maximum long-term operation of the well until complete flooding and due to the uniform development of oil reserves during the development of oil deposits by wells with hydraulic fracturing, allows to increase oil recovery of a productive formation.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи залежи и снижения скорости обводнения продукции добывающих скважин при разработке залежи нефти скважинами с проведением ГРП.The application of the proposed method will allow to solve the problem of increasing oil recovery and reducing the rate of watering production of producing wells during the development of oil deposits by wells with hydraulic fracturing.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013145718/03A RU2528308C1 (en) | 2013-10-14 | 2013-10-14 | Method of oil pool development with hydraulic fracturing |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013145718/03A RU2528308C1 (en) | 2013-10-14 | 2013-10-14 | Method of oil pool development with hydraulic fracturing |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2528308C1 true RU2528308C1 (en) | 2014-09-10 |
Family
ID=51540322
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013145718/03A RU2528308C1 (en) | 2013-10-14 | 2013-10-14 | Method of oil pool development with hydraulic fracturing |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2528308C1 (en) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2559992C1 (en) * | 2014-10-10 | 2015-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2574652C1 (en) * | 2014-12-19 | 2016-02-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Государственный университет управления" (ГУУ) | Hydraulic fracturing method and device for low-permeable oil-and-gas-bearing formations |
| RU2613682C1 (en) * | 2016-02-10 | 2017-03-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of hydraulic breakdown of formation |
| 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 |
| RU2666573C1 (en) * | 2017-08-11 | 2018-09-11 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Method for development of oil drawing with repair hydraulism of plaster with change of direction of crack |
| RU2713026C1 (en) * | 2019-03-05 | 2020-02-03 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Development method of low-permeable reservoir of oil deposit |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3171482A (en) * | 1961-07-31 | 1965-03-02 | California Research Corp | Method of increasing the production of petroleum from subterranean formations |
| SU1745904A1 (en) * | 1990-03-23 | 1992-07-07 | Западно-Сибирский научно-исследовательский геологоразведочный нефтяной институт | Method for inclined fracturing rock between two wells |
| RU2066746C1 (en) * | 1991-12-27 | 1996-09-20 | Бакулин Андрей Викторович | Method for recovery of dry oil and gas wells |
| RU2135750C1 (en) * | 1998-12-28 | 1999-08-27 | Батурин Юрий Ефремович | Method for developing oil-gas deposit with application of hydraulic fracturing of bed |
| RU2335628C2 (en) * | 2006-07-18 | 2008-10-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "ЛУКОЙЛ" | Method of conducting local directed hydro break of bed |
| RU2459938C1 (en) * | 2011-10-31 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
-
2013
- 2013-10-14 RU RU2013145718/03A patent/RU2528308C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3171482A (en) * | 1961-07-31 | 1965-03-02 | California Research Corp | Method of increasing the production of petroleum from subterranean formations |
| SU1745904A1 (en) * | 1990-03-23 | 1992-07-07 | Западно-Сибирский научно-исследовательский геологоразведочный нефтяной институт | Method for inclined fracturing rock between two wells |
| RU2066746C1 (en) * | 1991-12-27 | 1996-09-20 | Бакулин Андрей Викторович | Method for recovery of dry oil and gas wells |
| RU2135750C1 (en) * | 1998-12-28 | 1999-08-27 | Батурин Юрий Ефремович | Method for developing oil-gas deposit with application of hydraulic fracturing of bed |
| RU2335628C2 (en) * | 2006-07-18 | 2008-10-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "ЛУКОЙЛ" | Method of conducting local directed hydro break of bed |
| RU2459938C1 (en) * | 2011-10-31 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2559992C1 (en) * | 2014-10-10 | 2015-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2574652C1 (en) * | 2014-12-19 | 2016-02-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Государственный университет управления" (ГУУ) | Hydraulic fracturing method and device for low-permeable oil-and-gas-bearing formations |
| RU2613682C1 (en) * | 2016-02-10 | 2017-03-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of hydraulic breakdown of formation |
| 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 |
| RU2666573C1 (en) * | 2017-08-11 | 2018-09-11 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Method for development of oil drawing with repair hydraulism of plaster with change of direction of crack |
| RU2713026C1 (en) * | 2019-03-05 | 2020-02-03 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Development method of low-permeable reservoir of oil deposit |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2528308C1 (en) | Method of oil pool development with hydraulic fracturing | |
| RU2566348C2 (en) | Method of multilayer hydraulic fracturing down hole | |
| CN105952427B (en) | A kind of prediction of low-permeability oil deposit water filling induced fractures and evaluation method | |
| RU2496001C1 (en) | Development method of oil-gas deposit using hydraulic fracturing of formation | |
| RU2432459C1 (en) | Procedure for development of oil deposits | |
| Shankar et al. | Mangala polymer flood performance: connecting the dots through in-situ polymer sampling | |
| Romanson et al. | Novel, multistage stimulation processes can help achieve and control branch fracturing and increase stimulated reservoir volume for unconventional reservoirs | |
| RU2424425C1 (en) | Procedure for development of deposit of oil in carbonate collectors | |
| Weng et al. | Analytical model for predicting fracture initiation pressure from a cased and perforated wellbore | |
| RU2637539C1 (en) | Method for formation of cracks or fractures | |
| RU2528309C1 (en) | Method of oil pool development by horizontal wells with multiple hydraulic fracturing | |
| RU2335628C2 (en) | Method of conducting local directed hydro break of bed | |
| RU2135750C1 (en) | Method for developing oil-gas deposit with application of hydraulic fracturing of bed | |
| RU2526037C1 (en) | Development of fractured reservoirs | |
| RU2459938C1 (en) | Oil deposit development method | |
| Wang et al. | Evolution Mechanism of Water‐Conducting Fissures in Overlying Rock Strata with Karst Caves under the Influence of Coal Mining | |
| RU2524703C1 (en) | Development of minor oil deposits | |
| RU2517674C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil deposit | |
| RU2526082C1 (en) | Processing of fractured reservoir | |
| RU2513962C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2600255C1 (en) | Method of further development of oil deposit | |
| CN108979611A (en) | A kind of oil-gas reservoir reservoir-level seam horizontal well drilling completion fracturing reform method | |
| Tremblay | Cold production of heavy oil | |
| RU2459939C1 (en) | Oil deposit development method | |
| Mingzhong et al. | Exploration and practice of volume fracturing in shale gas reservoir of Sichuan Basin, China |