RU2384696C1 - Method of development of oil pool - Google Patents
Method of development of oil pool Download PDFInfo
- Publication number
- RU2384696C1 RU2384696C1 RU2009116820/03A RU2009116820A RU2384696C1 RU 2384696 C1 RU2384696 C1 RU 2384696C1 RU 2009116820/03 A RU2009116820/03 A RU 2009116820/03A RU 2009116820 A RU2009116820 A RU 2009116820A RU 2384696 C1 RU2384696 C1 RU 2384696C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- drilling
- clay
- oil
- reservoir
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 40
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 39
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 18
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 13
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 9
- 230000008961 swelling Effects 0.000 claims abstract description 7
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 12
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 12
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 abstract description 8
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 4
- 230000002459 sustained effect Effects 0.000 abstract 2
- 230000006399 behavior Effects 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 10
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 10
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 7
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 3
- 238000011888 autopsy Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 208000035126 Facies Diseases 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002500 effect on skin Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 238000013467 fragmentation Methods 0.000 description 1
- 238000006062 fragmentation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 1
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей углеводородов, осложненных наличием зон с различной глинистостью.The invention relates to the oil and gas industry and may find application in the development of hydrocarbon deposits complicated by the presence of zones with different clay contents.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий бурение скважин на площади залежи и добычу углеводородов через добывающие скважины. Для залежи, представленной аллювиальными отложениями, на этапе бурения скважин по редкой сетке по данным геофизических и керновых исследований строят карту литологических фациальных отложений продуктивного пласта. В пределах пойменных отложений с низкой проницаемостью и высокой расчлененностью залежи сетку скважин уплотняют. В пределах русловых отложений сетку уплотняют на этапе довыработки запасов углеводородов (патент РФ №2237155, опубл. 2004.09.27 - прототип).A known method for the development of oil deposits, including drilling wells in the area of the reservoir and hydrocarbon production through production wells. For a reservoir represented by alluvial deposits, at the stage of drilling wells using a rare grid according to geophysical and core studies, a map of lithological facies deposits of the reservoir is constructed. Within the floodplain sediments with low permeability and high fragmentation of the reservoir, the grid of wells is compacted. Within the channel deposits, the grid is compacted at the stage of additional development of hydrocarbon reserves (RF patent No. 2237155, publ. 2004.09.27 - prototype).
Известный способ не позволяет учесть глинистость коллектора при разработке залежи.The known method does not allow to take into account the clay content of the reservoir when developing deposits.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, согласно которому последовательно строят карты начальных извлекаемых запасов, активных извлекаемых запасов, недренируемых запасов нефти и текущих нефтенасыщенных толщин, оконтуривают на последней карте участки размещения уплотняющего фонда скважин, ограничиваемые величиной текущей нефтенасыщенной толщины, не меньшей величины предельной рентабельной толщины разбуривания, и дополнительные скважины бурят в точках оконтуренных участков, где величина недренируемых запасов обеспечивает рентабельную эксплуатацию скважин (патент РФ №2087687, опубл. 1997.08.20 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing an oil reservoir, according to which maps of initial recoverable reserves, active recoverable reserves, non-draining oil reserves and current oil-saturated thicknesses are sequentially constructed, the areas of the well stock being located, limited by the current oil-saturated thickness, are outlined on the last map , not less than the marginal cost-effective drilling thickness, and additional wells are drilled at the okont points rennyh areas where the value of non-drainable reserves provides cost-effective operation of wells (RF patent №2087687, published 1997.08.20 -. prototype).
Недостатком известного способа является отсутствие учета и неопределенность наличия или отсутствия глинистой составляющей по простиранию пласта коллектора, что приводит к неоправданным режимам разработки и снижению нефтеотдачи залежи.The disadvantage of this method is the lack of accounting and the uncertainty of the presence or absence of a clay component along the strike of the reservoir, which leads to unjustified development modes and reduce oil recovery deposits.
В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи.The proposed method solves the problem of increasing oil recovery deposits.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и уплотнение сетки скважин, пробуренных в процессе разработки, согласно изобретению анализируют плотности буровых растворов, использованных при бурении скважин начальной сетки, и скважин уплотняющего бурения, анализируют фильтрационно-емкостные характеристики пластов согласно геофизических материалов первичного и последующего бурения и их возможные изменения от кольматации глин в процессе бурения и при закачке рабочих агентов, влияющих на набухание глин в пласте, выносят заключение о наличии или отсутствии глины в околоскважинной зоне и в пласте и в соответствии с вынесенным заключением назначают рабочий агент, режимы разработки и методы повышения нефтеотдачи пластов.The problem is solved in that in a method for developing an oil field, including oil extraction through production wells, pumping a working agent through injection wells and densifying a grid of wells drilled during development, according to the invention, the densities of the drilling fluids used in drilling the wells of the initial grid and the wells are analyzed sealing drilling, analyze the reservoir properties of reservoirs according to geophysical materials of primary and subsequent drilling and their possible changes from clay matings during drilling and during the injection of working agents that affect clay swelling in the formation, they make a conclusion about the presence or absence of clay in the near-wellbore zone and in the formation and, in accordance with the opinion, appoint a working agent, development modes and methods for increasing oil recovery.
Признаками изобретения являются:The features of the invention are:
1) отбор нефти через добывающие скважины;1) the selection of oil through production wells;
2) закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;2) injection of a working agent through injection wells;
3) уплотнение сетки скважин, пробуренных в процессе разработки;3) compaction of the grid of wells drilled during the development process;
4) анализ плотности буровых растворов, использованных при бурении скважин начальной сетки, и скважин уплотняющего бурения;4) analysis of the density of drilling fluids used in the drilling of wells of the initial grid, and wells of sealing drilling;
5) анализ фильтрационно-емкостных характеристик пластов согласно геофизических материалов первичного и последующего бурения и их возможные изменения от кольматации глин в процессе бурения и при закачке рабочих агентов, влияющих на набухание глин в пласте;5) analysis of the reservoir characteristics of reservoirs according to geophysical materials of primary and subsequent drilling and their possible changes from clay mud during drilling and when working agents are injected that affect clay swelling in the reservoir;
6) вынесение заключения о наличии или отсутствии глины в околоскважинной зоне и в пласте;6) the conclusion on the presence or absence of clay in the near-wellbore zone and in the reservoir;
7) в соответствии с вынесенным заключением назначение рабочего агента, режимов разработки и методов повышения нефтеотдачи пластов.7) in accordance with the opinion, the appointment of a working agent, development modes and methods for enhancing oil recovery.
Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-7 являются существенными отличительными признаками изобретения.Signs 1-3 are common with the prototype, signs 4-7 are the salient features of the invention.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При разработке нефтяной залежи нередко возникает ситуация, когда свойства коллектора в околоскважинной зоне и свойства коллектора в пласте не совпадают. Проводимые каротажные исследования в скважине после бурения фиксируют свойства околоскважинной зоны, измененной в результате бурения, и, в частности, измененной в результате насыщения околоскважинной зоны глиной от применения тяжелых буровых глинистых растворов. Дополнительное разбуривание проводят в течение длительного периода разработки нефтяной залежи. При этом коллекторские свойства продуктивных пластов уточняются, проводится их анализ. Одновременно изменяются и сами коллекторские свойства, такие как пористость, глинистость, проницаемость и др. Как показывает практика при бурении скважин начальной сетки и уплотняющей сетки применяют буровые растворы различной плотности. Часто без учета пластового давления участка применяли и применяют тяжелые глинистые буровые растворы. Поэтому в процессе вскрытия продуктивной части разреза происходит кольматация глиной околоскважинной зоны за счет фильтрации бурового раствора в коллектор.When developing an oil reservoir, a situation often arises when the properties of the reservoir in the near-wellbore zone and the properties of the reservoir in the reservoir do not match. The ongoing logging studies in the well after drilling record the properties of the near-wellbore zone, changed as a result of drilling, and, in particular, changed as a result of saturation of the near-wellbore zone with clay from the use of heavy drilling muds. Additional drilling is carried out over a long period of development of the oil reservoir. In this case, the reservoir properties of productive formations are specified, their analysis is carried out. At the same time, the reservoir properties themselves change, such as porosity, clay, permeability, etc. As practice shows, drilling fluids of different densities are used when drilling wells of the initial grid and sealing grid. Often, without taking into account the reservoir pressure of the area, heavy clay muds have been and are being used. Therefore, in the process of opening the productive part of the section, clay near the borehole becomes muddied by the filtration of the drilling fluid into the reservoir.
Имеющаяся информация об околоскважинной зоне пробуренных в 1970-1990 гг. скважин с целью уплотнения первоначальной сетки, когда вскрытие коллектора производилось на буровых растворах плотностью более чем 1,2 кг/м3 без учета пластового давления на момент вскрытия, приводило к тому, что противодавление на пласт составляло более 3 МПа. Геофизические исследования околоскважинной зоны не позволяют в полном объеме ответить на вопрос о характере глинистой составляющей коллектора, о природе происхождения, что в свою очередь влияет на методы и способы технологии повышения нефтеотдачи пластов, на режим разработки. Это приводит к неоправданным затратам и неточному назначению режимов разработки и в конечном счете к снижению нефтеотдачи залежи.Available information about the near-wellbore zone drilled in 1970-1990. wells to seal the initial grid, when the reservoir was opened at drilling fluids with a density of more than 1.2 kg / m 3 without taking into account reservoir pressure at the time of opening, it led to a backpressure of the formation of more than 3 MPa. Geophysical studies of the near-wellbore zone do not allow to fully answer the question about the nature of the clay component of the reservoir, about the nature of origin, which in turn affects the methods and methods of technology for enhancing oil recovery, the development mode. This leads to unjustified costs and inaccurate assignment of development modes, and ultimately to a decrease in oil recovery.
На свойства коллектора в пласте также накладывает отпечаток разработка нефтяной залежи. В зависимости от локальных целей и задач может быть повышено или снижено пластовое давление. В результате закачки пресной воды в глинистый коллектор возможно набухание глин и снижение проницаемости коллектора.The reservoir properties are also affected by the development of an oil reservoir. Depending on local goals and objectives, reservoir pressure may be increased or decreased. As a result of the injection of fresh water into the clay reservoir, clay swelling and a decrease in the permeability of the reservoir are possible.
Отсутствие учета этих факторов приводит к неправильной оценке состояния разработки, в частности глинистости коллектора или околоскважинной зоны. Это приводит к неоправданным затратам, неточному назначению режимов разработки и в конечном счете к снижению нефтеотдачи залежи.Failure to take these factors into account leads to an incorrect assessment of the development status, in particular, the clay content of the reservoir or near-wellbore zone. This leads to unjustified costs, inaccurate assignment of development modes, and ultimately to a decrease in oil recovery.
В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом. При разработке нефтяной залежи проводят отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и уплотнение сетки скважин, пробуренных в процессе разработки. Анализируют плотности буровых растворов, использованных при бурении скважин начальной сетки, и скважин уплотняющего бурения, анализируют фильтрационно-емкостные характеристики пластов согласно геофизических материалов первичного и последующего бурения и их возможные изменения от кольматации глин в процессе бурения и при закачке рабочих агентов, влияющих на набухание глин в пласте, выносят заключение о наличии или отсутствии глины в околоскважинной зоне и в пласте и в соответствии с вынесенным заключением назначают рабочий агент, режимы разработки и методы повышения нефтеотдачи пластов.The proposed method solves the problem of increasing oil recovery deposits. The problem is solved as follows. When developing an oil field, oil is extracted through production wells, the working agent is injected through injection wells, and the network of wells drilled during development is compacted. Analyze the density of drilling fluids used in the drilling of wells of the initial grid, and wells of tight drilling, analyze the filtration and reservoir characteristics of the formations according to the geophysical materials of the primary and subsequent drilling and their possible changes from mudding of clays during drilling and during the injection of working agents that affect clay swelling in the reservoir, they make a conclusion about the presence or absence of clay in the near-wellbore zone and in the reservoir and, in accordance with the conclusion made, appoint a working agent, Clamps development and EOR methods.
Имеет ли глинистость природный характер или привнесенный в процессе бурения скважины определяют по первому окружающему ряду скважин, пробуренных в первую стадию при начальной сетке скважин. Также способом определения служит полученный при первичном вскрытии коэффициент относительной продуктивности (ОП, и (или) скин-эффект) и вторичном вскрытии коэффициент продуктивности. Первый показывает, как соотносятся между собой продуктивности ближней околоскважинной зоны и дальней по пласту.Whether the clay content is natural or introduced during the drilling process, the wells are determined by the first surrounding row of wells drilled in the first stage with the initial grid of wells. Also, the method of determination is the coefficient of relative productivity obtained during the initial autopsy (OP, and (or) the skin effect) and the secondary autopsy, the coefficient of productivity. The first shows how the productivity of the near near-wellbore zone and the farthest in the reservoir are related.
Назначают рабочий агент, не вызывающий разбухания монтмориллонитовых глин при условии природного происхождения.Assign a working agent that does not cause swelling of montmorillonite clays, subject to natural origin.
При природном происхождении глин проводят технологии повышения нефтеотдачи пластов, направленные на разглинизацию коллектора, так называемую «усушку».With the natural origin of clays, they carry out enhanced oil recovery technologies aimed at loosening the reservoir, the so-called “shrinkage”.
При условии закольматированности призабойной зоны фильтратом бурового раствора проводят глинокислотные обработки и(или) гидроразрыв пласта, глубоко проникающую перфорацию, др.Under the condition that the bottom-hole zone is sealed with mud filtrate, clay-acid treatments and (or) hydraulic fracturing, deep penetration of perforations, and others are carried out.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1730 м, пластовое давление 15 МПа, пластовая температура 40°С, пористость 21,2, проницаемость 300 мкм2, нефтенасыщенность 78,2%, плотность нефти 802 кг/м3, вязкость нефти 3,8 МПа·с, количество пластов 3, средняя толщина пластов 2,5 м. Первоначально на залежи размещают скважины по рядной системе с плотностью сетки скважин 800×800 м. Бурение скважин ведут на глинистых облегченных растворах. Закачивают пресную воду в ограниченные участки залежи в качестве рабочего агента через нагнетательные скважины и отбирают нефть через добывающие скважины. Через 5-10 лет уплотняют сетку скважин до плотности 400×400 м. За время разработки пластовое давление на одних участках возросло с 15,0 до 16,5 МПа, что вызвало необходимость в применении тяжелых буровых глинистых растворов при бурении скважин для уплотнения сетки, на других упало с 15,0 до 13,0 МПа. Анализируют данные разработки залежи, анализируют фильтрационно-емкостные характеристики пластов и их изменение при закачке рабочих агентов. Устанавливают, что пористость равна 25, пластовое давление 13,0 МПа, коэффициент относительной продуктивности 0,6, коэффициент продуктивности 0,2, что свидетельствует о закольматированной прискважинной зоны в процессе первичного вскрытия. Выявляют, что на участке закачки пресной воды не произошло увеличения глинистости коллектора и снижения проницаемости. Это свидетельствует об отсутствии или незначительном количестве глины в пласте. Отмечают продуктивные пласты в скважинах данного участка, пробуренных на глинистых растворах малой плотности, и сравнивают данные исследований в скважинах, пробуренных на глинистых растворах высокой плотности. В ряде случаев отмечают в интервалах продуктивных пластов в скважинах, пробуренных на глинистых растворах, повышенное содержание глины. Делают заключение о том, что глина в околоскважинной зоне привнесена при бурении на глинистом растворе, а в пласте количество глины незначительное. Показания глинистости при каротажных исследованиях рассматривают как свидетельство насыщения околоскважинной зоны глиной от тяжелых буровых растворов. По результатам анализа с целью повышения нефтеотдачи, темпов выработки принимают решение о способе воздействия на околоскважинную зону или на пласт, т.е. «усушку глин» коллектора или обработку прискважинной зоны.An oil reservoir is developed with the following characteristics: depth 1730 m, reservoir pressure 15 MPa, reservoir temperature 40 ° C, porosity 21.2, permeability 300 μm 2 , oil saturation 78.2%, oil density 802 kg / m 3 , oil viscosity 3, 8 MPa · s, the number of formations 3, the average thickness of formations 2.5 m. Initially, wells are placed in the deposits in a row system with a grid density of wells of 800 × 800 m. Wells are drilled on clay lightweight solutions. Fresh water is pumped into limited areas of the reservoir as a working agent through injection wells and oil is withdrawn through production wells. After 5-10 years, the grid of wells is compacted to a density of 400 × 400 m. During the development, the reservoir pressure in some areas has increased from 15.0 to 16.5 MPa, which necessitated the use of heavy drilling mud when drilling wells to seal the grid, others fell from 15.0 to 13.0 MPa. Analyze the development data of the reservoir, analyze the reservoir properties of the reservoirs and their change during the injection of working agents. It is established that the porosity is 25, the reservoir pressure is 13.0 MPa, the relative productivity coefficient is 0.6, and the productivity coefficient is 0.2, which indicates a sealed wellbore zone during the initial opening. It is revealed that at the site of fresh water injection there was no increase in the clay content of the reservoir and a decrease in permeability. This indicates the absence or insignificant amount of clay in the reservoir. Productive strata are noted in the wells of this section drilled on low density clay solutions, and the data of studies in wells drilled on high density clay solutions are compared. In a number of cases, an increased clay content is noted in the intervals of productive formations in wells drilled on clay solutions. They conclude that clay in the near-wellbore zone was introduced during drilling on a clay mud, and the amount of clay in the formation is insignificant. Clay indications in logging studies are considered as evidence of saturation of the near-wellbore zone with clay from heavy drilling fluids. Based on the results of the analysis, in order to increase oil recovery and production rates, a decision is made on how to influence the near-wellbore zone or formation, i.e. “Shrinkage of clays” of the reservoir or processing of the borehole zone.
В результате включения в разработку дополнительных запасов удается повысить нефтеотдачу участков залежи на 2,5%.As a result of the inclusion of additional reserves in development, it is possible to increase the oil recovery of the deposits by 2.5%.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009116820/03A RU2384696C1 (en) | 2009-05-05 | 2009-05-05 | Method of development of oil pool |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009116820/03A RU2384696C1 (en) | 2009-05-05 | 2009-05-05 | Method of development of oil pool |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2384696C1 true RU2384696C1 (en) | 2010-03-20 |
Family
ID=42137392
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009116820/03A RU2384696C1 (en) | 2009-05-05 | 2009-05-05 | Method of development of oil pool |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2384696C1 (en) |
Citations (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5058012A (en) * | 1989-02-07 | 1991-10-15 | Marathon Oil Company | Method of extrapolating reservoir performance |
| RU2042800C1 (en) * | 1992-09-23 | 1995-08-27 | Валентин Тимофеевич Гребенников | Method for treatment of well perforated zone |
| RU2074944C1 (en) * | 1994-06-07 | 1997-03-10 | Тагир Тимерханович Латыпов | Drilling and supporting of multiface well |
| RU2087687C1 (en) * | 1995-07-21 | 1997-08-20 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Method for development of oil deposit |
| RU2166082C1 (en) * | 2000-01-11 | 2001-04-27 | НГДУ "Иркеннефть" | Method of controlling development of oil deposit with mudded reservoirs |
| RU2184217C1 (en) * | 2001-10-09 | 2002-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Process of well driving |
| RU2196892C2 (en) * | 1996-12-02 | 2003-01-20 | Келли энд Санз Груп Интернейшнл, Инк. | Device and system (versions) for increase of liquid recovery from underground beds |
| RU2198284C2 (en) * | 2001-02-19 | 2003-02-10 | Гладков Александр Еремеевич | Downhole induction heater |
| RU2199002C2 (en) * | 2001-03-20 | 2003-02-20 | Закрытое акционерное общество "Корпорация "Университетские сети знаний" | Method of fluids deposits development |
| RU2223392C1 (en) * | 2002-06-25 | 2004-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Technique to develop oil field at latest stage |
| RU2236566C1 (en) * | 2003-03-13 | 2004-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting multibed deposit at later stage |
| RU2237155C1 (en) * | 2003-01-04 | 2004-09-27 | Копытов Андрей Григорьевич | Method of development of nonuniform carbon dioxide deposit |
| RU2290493C1 (en) * | 2006-03-09 | 2006-12-27 | Михаил Юрьевич Ахапкин | Method for extracting multi-bed oil deposit |
-
2009
- 2009-05-05 RU RU2009116820/03A patent/RU2384696C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5058012A (en) * | 1989-02-07 | 1991-10-15 | Marathon Oil Company | Method of extrapolating reservoir performance |
| RU2042800C1 (en) * | 1992-09-23 | 1995-08-27 | Валентин Тимофеевич Гребенников | Method for treatment of well perforated zone |
| RU2074944C1 (en) * | 1994-06-07 | 1997-03-10 | Тагир Тимерханович Латыпов | Drilling and supporting of multiface well |
| RU2087687C1 (en) * | 1995-07-21 | 1997-08-20 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Method for development of oil deposit |
| RU2196892C2 (en) * | 1996-12-02 | 2003-01-20 | Келли энд Санз Груп Интернейшнл, Инк. | Device and system (versions) for increase of liquid recovery from underground beds |
| RU2166082C1 (en) * | 2000-01-11 | 2001-04-27 | НГДУ "Иркеннефть" | Method of controlling development of oil deposit with mudded reservoirs |
| RU2198284C2 (en) * | 2001-02-19 | 2003-02-10 | Гладков Александр Еремеевич | Downhole induction heater |
| RU2199002C2 (en) * | 2001-03-20 | 2003-02-20 | Закрытое акционерное общество "Корпорация "Университетские сети знаний" | Method of fluids deposits development |
| RU2184217C1 (en) * | 2001-10-09 | 2002-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Process of well driving |
| RU2223392C1 (en) * | 2002-06-25 | 2004-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Technique to develop oil field at latest stage |
| RU2237155C1 (en) * | 2003-01-04 | 2004-09-27 | Копытов Андрей Григорьевич | Method of development of nonuniform carbon dioxide deposit |
| RU2236566C1 (en) * | 2003-03-13 | 2004-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting multibed deposit at later stage |
| RU2290493C1 (en) * | 2006-03-09 | 2006-12-27 | Михаил Юрьевич Ахапкин | Method for extracting multi-bed oil deposit |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Thompson et al. | An overview of horizontal-well completions in the Haynesville Shale | |
| King | 60 years of multi-fractured vertical, deviated and horizontal wells: What have we learned? | |
| Ramurthy et al. | Surface-area vs. conductivity-type fracture treatments in shale reservoirs | |
| US9494025B2 (en) | Control fracturing in unconventional reservoirs | |
| Xu et al. | Hydraulic fracture orientation for miscible gas injection EOR in unconventional oil reservoirs | |
| Johnson et al. | Hydraulic fracture water usage in northeast British Columbia: locations, volumes and trends | |
| RU2515651C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| Khuzin et al. | Influence of hydraulic compression on porosity and permeability properties of reservoirs | |
| RU2683453C1 (en) | Method of improving the efficiency of developing low-permeable oil collectors | |
| Delaihdem | Decline curve analysis and enhanced shale oil recovery based on Eagle Ford Shale data | |
| Azari et al. | Well-testing challenges in unconventional and tight-gas-formation reservoirs | |
| RU2527429C1 (en) | Development method of oil deposit with horizontal wells | |
| RU2493362C1 (en) | Method of oil filed development | |
| Okwen et al. | Storage Complex Modeling for CarbonSAFE Illinois-Macon County (Task 8) | |
| Buijs et al. | Building Multifrac Completion Strategies in Tight Gas Reservoirs: A North Sea Case | |
| King et al. | Utilizing fluid and proppant tracer results to analyze multi-fractured well flow back in shales: A framework for optimizing fracture design and application | |
| RU2743478C1 (en) | Difficult turonian gas production method | |
| RU2384696C1 (en) | Method of development of oil pool | |
| Ahmed et al. | Investigation of created fracture geometry through hydraulic fracture treatment analysis | |
| RU2486337C1 (en) | Method for determination of stratum productivity in process of well drilling | |
| RU2465455C1 (en) | Method of monitoring oil well crosshole intervals | |
| Jin et al. | Successful fracture stimulation in the first joint appraisal shale gas project in China | |
| Feng et al. | Modeling field injectivity tests and implications for in situ stress determination | |
| Prasetio et al. | Success story of optimizing hydraulic fracturing design at Alpha low-permeability reservoir | |
| Robinson et al. | The gas research institute’s second staged field experiment: A study of hydraulic fracturing |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20120506 |