RU2528308C1 - Способ разработки нефтяной залежи с проведением гидроразрыва пласта - Google Patents
Способ разработки нефтяной залежи с проведением гидроразрыва пласта 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
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 18
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 60
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 60
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 57
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 25
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 25
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 34
- 101100129500 Caenorhabditis elegans max-2 gene Proteins 0.000 claims description 15
- 101100083446 Danio rerio plekhh1 gene Proteins 0.000 claims description 15
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 17
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Edible Oils And Fats (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки залежей нефти. Способ включает 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 гидравлического разрыва пласта в добывающих скважинах, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие. При этом сначала проводят гидравлический разрыв пласта в тех скважинах, где фронт вытеснения от нагнетательной скважины будет параллелен направлениям трещин гидравлического разрыва, 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 в объеме, пока в оставшихся скважинах без ГРП не будет зафиксирован приход холодной воды, определяют изменение максимального главного напряжения пласта δmax2 в добывающих скважинах без ГРП в результате закачки холодной воды, проводят гидравлический разрыв пласта в данных добывающих скважинах, получая трещины параллельно δmax2, после чего переходят на закачку не охлажденной воды. Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи пластов. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
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.
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).
Недостатком способа является невысокая нефтеотдача пласта, высокая скорость обводнения продукции добывающих скважин, неравномерная выработка запасов нефти и значительные затраты на бурение боковых стволов.
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).
Недостатком способа является невысокая нефтеотдача залежи, высокая скорость обводнения продукции добывающих скважин и неравномерная выработки запасов нефти.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи и снижения скорости обводнения продукции добывающих скважин при разработке залежи нефти скважинами с проведением ГРП.
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.
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.
Сущность изобретения
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.
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.
Способ реализуют следующим образом.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.
Результатом внедрения данного способа является повышение степени нефтеизвлечения, максимально длительная работа скважин до полного обводнения и равномерная выработка запасов нефти.
Примеры конкретного выполнения способа
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.
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.
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.
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.
Проводят пропантный гидравлический разрыв пласта в добывающих скважинах C и D, получая трещины Sтp2, параллельные Smax2, после чего переходят на закачку не охлажденной воды.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.
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.
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.
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.
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.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи залежи и снижения скорости обводнения продукции добывающих скважин при разработке залежи нефти скважинами с проведением ГРП.
Claims (2)
1. Способ разработки нефтяной залежи с проведением гидроразрыва пласта, 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 δmах1, проведение гидроразрыва пласта в добывающих скважинах, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие, отличающийся тем, что сначала проводят гидроразрыв пласта в скважинах, в которых фронт вытеснения от нагнетательной скважины параллелен направлениям трещин гидроразрыва пласта, 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 гидроразрыва пласта не будет зафиксирован приход охлажденной воды, определяют изменение максимального главного напряжения пласта δmаx2 в добывающих скважинах без гидроразрыва пласта в результате закачки холодной воды, проводят гидроразрыв пласта в данных добывающих скважинах, получая трещины параллельно δmаx2, после чего переходят на закачку не охлажденной воды.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что 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 δmах2.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013145718/03A RU2528308C1 (ru) | 2013-10-14 | 2013-10-14 | Способ разработки нефтяной залежи с проведением гидроразрыва пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013145718/03A RU2528308C1 (ru) | 2013-10-14 | 2013-10-14 | Способ разработки нефтяной залежи с проведением гидроразрыва пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2528308C1 true RU2528308C1 (ru) | 2014-09-10 |
Family
ID=51540322
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013145718/03A RU2528308C1 (ru) | 2013-10-14 | 2013-10-14 | Способ разработки нефтяной залежи с проведением гидроразрыва пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2528308C1 (ru) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2559992C1 (ru) * | 2014-10-10 | 2015-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2574652C1 (ru) * | 2014-12-19 | 2016-02-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Государственный университет управления" (ГУУ) | Способ и устройство гидравлического разрыва низкопроницаемых нефтегазоносных пластов |
| RU2613682C1 (ru) * | 2016-02-10 | 2017-03-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта |
| RU2624944C1 (ru) * | 2016-03-29 | 2017-07-11 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Способ разработки низкопроницаемой залежи |
| RU2660683C1 (ru) * | 2017-06-22 | 2018-07-09 | Акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (АО "РИТЭК") | Способ разработки нефтяных низкопроницаемых залежей, основанный на применении горизонтальных скважин с продольными трещинами гидроразрыва пласта |
| RU2666573C1 (ru) * | 2017-08-11 | 2018-09-11 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Способ разработки нефтяной залежи с проведением повторного гидроразрыва пласта с изменением направления трещины |
| RU2713026C1 (ru) * | 2019-03-05 | 2020-02-03 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ разработки слабопроницаемого пласта нефтяной залежи |
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 (ru) * | 1990-03-23 | 1992-07-07 | Западно-Сибирский научно-исследовательский геологоразведочный нефтяной институт | Способ создани направленной трещины между скважинами |
| RU2066746C1 (ru) * | 1991-12-27 | 1996-09-20 | Бакулин Андрей Викторович | Способ реанимации сухих нефтяных и газовых скважин |
| RU2135750C1 (ru) * | 1998-12-28 | 1999-08-27 | Батурин Юрий Ефремович | Способ разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта |
| RU2335628C2 (ru) * | 2006-07-18 | 2008-10-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "ЛУКОЙЛ" | Способ проведения локального направленного гидроразрыва пласта |
| RU2459938C1 (ru) * | 2011-10-31 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
-
2013
- 2013-10-14 RU RU2013145718/03A patent/RU2528308C1/ru 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 (ru) * | 1990-03-23 | 1992-07-07 | Западно-Сибирский научно-исследовательский геологоразведочный нефтяной институт | Способ создани направленной трещины между скважинами |
| RU2066746C1 (ru) * | 1991-12-27 | 1996-09-20 | Бакулин Андрей Викторович | Способ реанимации сухих нефтяных и газовых скважин |
| RU2135750C1 (ru) * | 1998-12-28 | 1999-08-27 | Батурин Юрий Ефремович | Способ разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта |
| RU2335628C2 (ru) * | 2006-07-18 | 2008-10-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "ЛУКОЙЛ" | Способ проведения локального направленного гидроразрыва пласта |
| RU2459938C1 (ru) * | 2011-10-31 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2559992C1 (ru) * | 2014-10-10 | 2015-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2574652C1 (ru) * | 2014-12-19 | 2016-02-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Государственный университет управления" (ГУУ) | Способ и устройство гидравлического разрыва низкопроницаемых нефтегазоносных пластов |
| RU2613682C1 (ru) * | 2016-02-10 | 2017-03-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта |
| RU2624944C1 (ru) * | 2016-03-29 | 2017-07-11 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Способ разработки низкопроницаемой залежи |
| RU2660683C1 (ru) * | 2017-06-22 | 2018-07-09 | Акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (АО "РИТЭК") | Способ разработки нефтяных низкопроницаемых залежей, основанный на применении горизонтальных скважин с продольными трещинами гидроразрыва пласта |
| RU2666573C1 (ru) * | 2017-08-11 | 2018-09-11 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Способ разработки нефтяной залежи с проведением повторного гидроразрыва пласта с изменением направления трещины |
| RU2713026C1 (ru) * | 2019-03-05 | 2020-02-03 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ разработки слабопроницаемого пласта нефтяной залежи |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2528308C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с проведением гидроразрыва пласта | |
| RU2566348C2 (ru) | Способ многопластового гидроразрыва в стволе скважины | |
| RU2496001C1 (ru) | Способ разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта | |
| CN105952427A (zh) | 一种低渗透油藏注水诱导裂缝的预测与评价方法 | |
| RU2135750C1 (ru) | Способ разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта | |
| Shankar et al. | Mangala polymer flood performance: connecting the dots through in-situ polymer sampling | |
| RU2432459C1 (ru) | Способ разработки нефтяных залежей | |
| RU2335628C2 (ru) | Способ проведения локального направленного гидроразрыва пласта | |
| RU2556094C1 (ru) | Способ разработки нефтяных месторождений | |
| RU2357073C2 (ru) | Способ разработки месторождений полезных ископаемых, добываемых через скважины | |
| RU2424425C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах | |
| Romanson et al. | Novel, multistage stimulation processes can help achieve and control branch fracturing and increase stimulated reservoir volume for unconventional reservoirs | |
| Weng et al. | Analytical model for predicting fracture initiation pressure from a cased and perforated wellbore | |
| Guo et al. | Layered massive fracturing of carrier beds commercially unveils the deep tight sandstone gas reserves in Sichuan Basin | |
| RU2528309C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами с проведением многократного гидравлического разрыва пласта | |
| RU2637539C1 (ru) | Способ формирования трещин или разрывов | |
| CN108979611A (zh) | 一种油气藏储层水平缝水平井钻完井压裂改造方法 | |
| RU2526037C1 (ru) | Способ разработки трещиноватых коллекторов | |
| RU2517674C1 (ru) | Способ разработки неоднородной нефтяной залежи | |
| RU2524703C1 (ru) | Способ разработки мелких нефтяных залежей | |
| RU2526082C1 (ru) | Способ разработки трещиноватых коллекторов | |
| RU2513962C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2459938C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2600255C1 (ru) | Способ доразработки нефтяной залежи | |
| Zhang et al. | Experimental research on hydraulic fracture evolution characteristics of multi-well pad fracturing in a tight conglomerate reservoir |