RU2565617C1 - Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта - Google Patents
Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2565617C1 RU2565617C1 RU2014141255/03A RU2014141255A RU2565617C1 RU 2565617 C1 RU2565617 C1 RU 2565617C1 RU 2014141255/03 A RU2014141255/03 A RU 2014141255/03A RU 2014141255 A RU2014141255 A RU 2014141255A RU 2565617 C1 RU2565617 C1 RU 2565617C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydraulic fracturing
- pilot
- borehole
- well
- packer
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области разработки многопластовых нефтяных месторождений и может быть использовано в нефтегазовой промышленности. Технический результат - повышение дебита добывающих скважин за счет эффективного гидроразрыва пласта. По способу осуществляют закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины. Отбирают пластовые флюиды через добывающие скважины, осуществляют гидравлический разрыв пласта с получением эффективной трещины гидроразрыва. Из каждой скважины производят бурение пилотного ствола. В процессе этого бурения производят поэтапное вскрытие пилотным стволом сверху вниз многопластовой нефтяной залежи. Геофизическими методами определяют вязкость пластовой жидкости и направление минимального напряжения в пласте по азимуту. Осуществляют тест-закачки и определяют величину минимального напряжения. После бурения пилотного ствола в скважине в зависимости от вязкости и направления напряжения из пилотного ствола скважины в каждом продуктивном пласте в различных направлениях снизу вверх бурят по одному боковому стволу. Бурение боковых стволов в пластах с вязкостью до 20 мПа·с производят в направлении, перпендикулярном направлению минимального напряжения в пласте. Осуществляют гидравлический разрыв пласта с созданием в пласте из бокового ствола продольных трещин. Бурение боковых стволов в пластах с вязкостью свыше 20 мПа·с производят в направлении, параллельном направлению минимального напряжения в пласте. В этом случае гидравлический разрыв осуществляют с созданием в пласте из бокового ствола поперечных трещин. Перед забуриванием каждого бокового ствола в пилотном стволе скважины ниже пласта устанавливают разбуриваемый пакер. При проведении гидравлического разрыва пласта с созданием продольных трещин спускают в боковой ствол технологическую колонну труб с фильтром и пакером. Производят посадку пакера на входе в боковой ствол и производят в боковом стволе гидравлический разрыв пласта закачкой жидкости разрыва по технологической колонне труб через фильтр под давлением выше величины минимального напряжения. После этого извлекают технологическую колонну труб с фильтром из скважины и разбуривают пакер в пилотном стволе. Производят бурение бокового ствола в следующем вышележащем пласте. При проведении гидравлического разрыва пласта с созданием поперечных трещин спускают в боковой ствол технологическую колонну труб, оснащенную снизу гидромониторной насадкой. В боковом стволе закачкой жидкости разрыва по технологической колонне труб через гидромониторную насадку производят поинтервальный гидравлический разрыв пласта под давлением выше величины минимального напряжения с перемещением технологической колонны труб. После этого извлекают технологическую колонну труб с гидромониторной насадкой из скважины и разбуривают пакер в пилотном стволе. 4 ил.
Description
Изобретение относится к области разработки многопластовой нефтяной залежи и может быть использовано в нефтегазовой промышленности.
Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи при наличии высокопроницаемого пропластка с применением гидравлического разрыва пласта (патент RU 2374435, МПК E21B 43/16, опубл. 27.11.2009 г.), включающий закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, осуществление гидравлического разрыва пласта избирательно, сначала в зоне низкопроницаемых пластов, исключая перфорацию высокопроницаемого пласта с проницаемостью в три и более раза выше средней по пластам, после проектного отбора запасов нефти проведение перфорации высокопроницаемого пласта с последующей эксплуатацией последнего, выполнение ствола с вертикальным вхождением в эксплуатационный объект для обеспечения максимального градиента давления разрыва и создания оптимальной трещины гидроразрыва, при этом одновременное проведение в нагнетательном фонде скважин гидравлического разрыва пласта в интервалах с низкой проницаемостью, причем для создания вертикальной фильтрации между высокопроницаемым пропластком, неперфорированным, и низкопроницаемым проводят боковой горизонтальный ствол в низкопроницаемом интервале с последующим поинтервальным гидравлическим разрывом пласта.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, низкая эффективность разработки многопластового месторождения, связанная с поэтапным введением в разработку пластов с различными фильтрационно-емкостными свойствами;
- во-вторых, низкая эффективность проведения гидравлического разрыва пласта в скважинах многопластовой нефтяной залежи, который осуществляют без учета направления минимального напряжения в пласте и вязкости продукции пласта.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта (патент RU №2513791, МПК E21B 43/16, опубл. 20.04.2014 г.), включающий закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, осуществление гидравлического разрыва пласта с получением эффективной трещины гидроразрыва. Определяют проницаемость каждого продуктивного пласта, вскрытого скважиной, классифицируют продуктивные пласты по проницаемости, в зависимости от проницаемости продуктивного пласта проводят перфорацию в добывающих и нагнетательных скважинах, нагнетательные скважины пускают под закачку, а в добывающих скважинах проводят гидравлический разрыв во всех продуктивных пластах, причем в продуктивных пластах с проницаемостью менее 10 мД проводят гидравлический разрыв с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной свыше 100 м и закрепленной шириной в продуктивной части от 1,5 до 3 мм, в продуктивных пластах с проницаемостью свыше 100 мД проводят гидравлический разрыв с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной до 40 м и закрепленной шириной от 5 до 20 мм, а в продуктивных пластах с проницаемостью от 10 до 100 мД проводят гидравлический разрыв с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной от 40 до 100 м и закрепленной шириной от 3 до 7 мм, причем для эффективной разработки многопластовой нефтяной залежи в добывающих скважинах применяют оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, низкая эффективность проведения гидравлического разрыва пласта в многопластовой нефтяной залежи, который осуществляют без учета направления минимального напряжения и его величины в пласте и вязкости продукции пласта;
- во-вторых, низкий дебит продукции из пластов, вскрытых одной вертикальной добывающей скважины, пробуренной перпендикулярно пластам, имеющим небольшие участки вскрытия, равные высотам пластов, и низкая вытесняющая эффективность нагнетательных скважин;
- в-третьих, несовершенство вскрытия пластов вертикальной скважиной в многопластовой залежи, поэтому даже после проведения гидравлического разрыва пластов большая часть запасов продукции в пластах остается невыработанной ввиду отдаленности от ствола скважины;
- в-четвертых, низкая информативность при проведении комплекса геофизических исследований в отдельно взятом пласте в уже вскрытой многопластовой нефтяной залежи.
Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности проведения гидравлического разрыва пласта в многопластовой нефтяной залежи за счет определения направления минимального напряжения и его величины в пласте и вязкости продукции пласта, а также повышение дебита продукции добывающих скважин и вытесняющей эффективности нагнетательных скважин за счет разбуривания пластов боковыми стволами и совершенствование вскрытия пластов путем проведения гидравлического разрыва из бокового ствола за счет увеличения охвата пласта выработкой, повышение количества информации о пластах при проведении комплекса геофизических исследований в скважинах путем поэтапного вскрытия пластов пилотным стволом с последующим геофизическим исследованием с проведением тест-закачки.
Поставленные технические задачи решаются способом разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта, включающим закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, осуществление гидравлического разрыва пласта с получением эффективной трещины гидроразрыва.
Новым является то, что из каждой скважины производят бурение пилотного ствола, в процессе которого производят поэтапное вскрытие пилотным стволом сверху вниз многопластовой нефтяной залежи, при этом на каждом этапе геофизическими методами определяют вязкость пластовой жидкости и направление минимального напряжения в пласте по азимуту, а проведением тест-закачки определяют величину минимального напряжения, после бурения пилотного ствола в скважине в зависимости от вязкости и направления напряжения из пилотного ствола скважины в каждом продуктивном пласте в различных направлениях снизу вверх бурят по одному боковому стволу, причем бурение боковых стволов в пластах с вязкостью до 20 мПа·с производят в направлении, перпендикулярном направлению минимального напряжения в пласте, после чего осуществляют гидравлический разрыв пласта с созданием в пласте из бокового ствола продольных трещин, а бурение боковых стволов в пластах с вязкостью свыше 20 мПа·с производят в направлении, параллельном направлению минимального напряжения в пласте, после чего осуществляют гидравлический разрыв пласта с созданием в пласте из бокового ствола поперечных трещин, при этом перед забуриванием каждого бокового ствола в пилотном стволе скважины ниже пласта устанавливают разбуриваемый пакер, причем при проведении гидравлического разрыва пласта с созданием продольных трещин спускают в боковой ствол технологическую колонну труб с фильтром и пакером, производят посадку пакера на входе в боковой ствол и производят в боковом стволе гидравлический разрыв пласта закачкой жидкости разрыва по технологической колонне труб через фильтр под давлением выше величины минимального напряжения, после чего извлекают технологическую колонну труб с фильтром из скважины, разбуривают пакер в пилотном стволе, производят бурение бокового ствола в следующем вышележащем пласте, при проведении гидравлического разрыва пласта с созданием поперечных трещин спускают в боковой ствол технологическую колонну труб, оснащенную снизу гидромониторной насадкой, и в боковом стволе закачкой жидкости разрыва по технологической колонне труб через гидромониторную насадку производят поинтервальный гидравлический разрыв пласта под давлением выше величины минимального напряжения с перемещением технологической колонны труб, после чего извлекают технологическую колонну труб с гидромониторной насадкой из скважины и разбуривают пакер в пилотном стволе.
На фиг. 1, 2, 3, 4 схематично изображен процесс реализации способа.
На многопластовой нефтяной залежи строят сеть добывающих и нагнетательных скважин.
Из каждой скважины производят бурение пилотного ствола 1 (см. фиг. 1), в процессе которого производят поэтапное вскрытие сверху вниз пилотным стволом 1 многопластовой нефтяной залежи, состоящей, например, из четырех пластов: 2′; 2″; 2′′′; 2′′′′. На каждом этапе геофизическими методами определяют вязкость пластовой жидкости (μ) и направление минимального напряжения (σmin) в пластах 2′; 2″; 2′′′; 2′′′′ по азимуту. Проведением тест-закачки (мини-фрака) определяют величину минимального напряжения (σmin) в пластах 2′; 2″; 2′′′; 2′′′′.
На первом этапе пилотным стволом 1 вскрывают пласт 2′ и геофизическими методами определяют вязкость пластовой жидкости, например, μ=25 мПа·с, а направление минимального напряжения (σmin) параллельно пласту 2′, проведением тест-закачки определяют величину минимального напряжения, например, σmin=22,0 МПа.
Аналогичным образом, поэтапно пилотным стволом производят вскрытие оставшихся пластов 2″; 2′′′; 2′′′′ и геофизическими методами определяют вязкость (μ) и направление минимального напряжения (σmin) пластов 2″; 2′′′; 2′′′′, а проведением тест-закачки определяют величину минимального напряжения (σmin).
Поэтапное вскрытие пластов пилотным стволом с последующим геофизическим исследованием и проведением тест-закачки позволяет повысить количество информации о пластах перед бурением в них боковых стволов и проведением в них гидравлического разрыва пласта.
После бурения пилотного ствола 1 в скважине в зависимости от вязкости и направления, напряжения из пилотного ствола 1 в каждом продуктивном пласте 2′; 2″; 2′′′; 2′′′′ в различных направлениях бурят по одному боковому стволу 3′; 3″; 3′′′; 3′′′′.
Бурение боковых стволов в пластах с вязкостью (μ) до 20 мПа·с производят в направлении, перпендикулярном направлению минимального напряжения (σmin) в пласте. Например, вязкость (μ) до 20 мПа·с имеют продуктивный пласт 2′′′′ (μ=8 мПа·с) и продуктивный пласт 2″ (μ=17 мПа·с). Таким образом, бурение боковых стволов 3′′′′ и 3′′ в пластах 2′′′′ и 2″, соответственно, производят в направлении, перпендикулярном направлению минимального напряжения (σmin) в пласте 2′′′′ (σmin=20,0 мПа) и 2″ (σmin=18,0 мПа), соответственно.
Далее осуществляют гидравлический разрыв пласта с созданием в пластах 2′′′′ и 2″ из бокового ствола 3′′′′ и 3′′ продольных трещин 4′′′′ и 4″, соответственно.
Бурение боковых стволов в пластах с вязкостью (μ) свыше 20 мПа·с производят в направлении, параллельном направлению минимального напряжения (σmin) в пласте. Например, вязкость (μ) свыше 20 мПа·с имеют продуктивный пласт 2′′′ (μ=40 мПа·с) и продуктивный пласт 2′ (μ=25 мПа·с). Таким образом, бурение боковых стволов 3′′′ и 3′ в пластах 2′′′ и 2′, соответственно, производят в направлении, параллельном направлению минимального напряжения (σmin) в пласте 2′′′ (σmin=24,0 МПа) и 2′ (σmin=22,0 МПа), соответственно.
Определение направления минимального напряжения и его величины в пласте и вязкости продукции пласта позволяет повысить эффективность проведения гидравлического разрыва пласта при разработке многопластовой нефтяной залежи.
Далее осуществляют гидравлический разрыв пласта с созданием в пластах 2′′′ и 2′ из боковых стволов 3′′′ и 3′ продольных трещин 4′′′ и 4′, соответственно.
Перед забуриванием каждого бокового ствола 3′; 3″; 3′′′; 3′′′′ в пилотном стволе 1 скважины ниже соответствующего пласта 2′; 2″; 2′′′; 2′′′′ устанавливают разбуриваемые пакеры 5′; 5″; 5′′′; 5′′′′ (см. фиг. 1 и 2).
Разбуривание пластов боковыми стволами позволяет повысить дебит продукции добывающих скважин, а также повысить вытесняющую эффективность нагнетательных скважин при дальнейшей разработке многопластовой нефтяной залежи.
Так перед забуриванием бокового ствола 3′′′′ (см. фиг. 1) в пилотном стволе 1 скважины ниже пласта 2′′′′ устанавливают разбуриваемый пакер 5′′′′.
При проведении гидравлического разрыва пласта с созданием продольных трещин 4′′′′ в боковом стволе 3′′′′, как описано выше, в боковой ствол 3′′′′ спускают технологическую колонну труб с фильтром и технологическим пакером 6. Производят посадку технологического пакера 6 на входе в боковой ствол 3′′′′ и производят гидравлический разрыв пласта закачкой жидкости разрыва по технологической колонне труб через фильтр под давлением выше величины минимального напряжения (σmin=20,0 МПа), например, под давлением 22,0 МПа с образованием продольных трещин 4′′′′ в боковом стволе 3′′′′. Распакеровывают технологический пакер 6 и извлекают технологическую колонну труб с технологическим пакером 6 и фильтром из скважины. Затем разбуривают пакер 5′′′′ в пилотном стволе 1. Для этого спускают на технологической колонне труб фрезу (на фиг. 1, 2, 3, 4 не показана) и разбуривают пакер 5′′′′ (см. фиг. 1) в пилотном стволе 1.
Так перед забуриванием бокового ствола 3′′′ в пилотном стволе 1 (см. фиг. 2) скважины ниже пласта 2′′′ устанавливают разбуриваемый пакер 5′′′.
При проведении гидравлического разрыва пласта с созданием поперечных трещин 4′′′ в боковом стволе 3′′′, как описано выше, в боковой ствол 3′′′ спускают технологическую колонну труб, оснащенную снизу гидромониторной насадкой (на фиг. 1, 2, 3, 4 не показана). Производят поинтервальный гидравлический разрыв пласта подачей жидкости разрыва по технологической колонне труб через гидромониторную насадку под давлением выше величины минимального напряжения (σmin=24,0 МПа), например, под давлением 22 МПа. Таким образом, поинтервальным перемещением технологической колонны труб выполняют поперечные трещины 4′′′ в боковом стволе 3′′′. Извлекают технологическую колонну труб с гидромониторной насадкой из скважины и разбуривают пакер 5′′′ в пилотном стволе 1. Для этого спускают на технологической колонне труб фрезу (на фиг. 1, 2, 3, 4 не показана) и разбуривают пакер 5′′′ (см. фиг. 2) в пилотном стволе 1.
Так перед забуриванием бокового ствола 3″ в пилотном стволе 1 (см. фиг. 2) скважины ниже пласта 2″ устанавливают разбуриваемый пакер 5′′′.
При проведении гидравлического разрыва пласта с созданием поперечных трещин 4″ в боковом стволе 3″, как описано выше, в боковой ствол 3″ спускают технологическую колонну труб, оснащенную снизу гидромониторной насадкой (на фиг. 1, 2, 3, 4 не показана). Производят поинтервальный гидравлический разрыв пласта подачей жидкости разрыва по технологической колонне труб через гидромониторную насадку под давлением выше величины минимального напряжения (σmin=18,0 МПа), например, под давлением 22 МПа. Таким образом, поинтервальным перемещением технологической колонны труб выполняют поперечные трещины 6″ в боковом стволе 3″. Извлекают технологическую колонну труб с гидромониторной насадкой из скважины и разбуривают пакер 5″ в пилотном стволе 1. Для этого спускают на технологической колонне труб фрезу и разбуривают пакер 5″ (на фиг. 1, 2, 3,4 не показано) в пилотном стволе 1.
Так перед забуриванием бокового ствола 3′ (см. фиг. 1) в пилотном стволе 1 скважины ниже пласта 2′ устанавливают разбуриваемый пакер 5′.
При проведении гидравлического разрыва пласта с созданием продольных трещин 4′ в боковом стволе 3′, как описано выше, в боковой ствол 3′ спускают технологическую колонну труб с фильтром и технологическим пакером 6. Производят посадку технологического пакера 6 на входе в боковой ствол 3′ и производят гидравлический разрыв пласта закачкой жидкости разрыва по технологической колонне труб через фильтр под давлением выше величины минимального напряжения (σmin=22,0 МПа), например, 24 МПа с образованием продольных трещин 4′ в боковом стволе 3′. Распакеровывают технологический пакер 6 и извлекают технологическую колонну труб с технологическим пакером 6 и фильтром из скважины. Затем разбуривают пакер 5′ в пилотном стволе 1. Для этого спускают на технологической колонне труб фрезу и разбуривают пакер 5′ (на фиг. 1, 2, 3, 4 не показано) в пилотном стволе 1 (см. фиг. 3 и 4).
Проведение гидравлического разрыва пласта из бокового ствола позволяет усовершенствовать вскрытие пластов за счет увеличения охвата зоны отбора из добывающих скважин и зоны закачки вытесняющего агента в нагнетательных скважинах, что позволяет полностью выработать запасы нефти из многопластовой залежи нефти.
Аналогичным образом на многопластовой нефтяной залежи строят сеть добывающих и нагнетательных скважин, после чего оснащают добывающие и нагнетательные скважины эксплуатационным оборудованием, разрабатывают многопластовую нефтяную залежь закачкой вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбором пластовых флюидов (продукции) через добывающие скважины.
Предлагаемый способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта позволяет повысить эффективность проведения гидравлического разрыва пласта в многопластовой нефтяной залежи, повысить дебит продукции добывающих скважин и вытесняющую эффективность нагнетательных скважин, усовершенствовать вскрытие пластов, повысить количество информации о пластах при проведении комплекса геофизических исследований в скважинах.
Claims (1)
- Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта, включающий закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, осуществление гидравлического разрыва пласта с получением эффективной трещины гидроразрыва, отличающийся тем, что из каждой скважины производят бурение пилотного ствола, в процессе которого производят поэтапное вскрытие пилотным стволом сверху вниз многопластовой нефтяной залежи, при этом на каждом этапе геофизическими методами определяют вязкость пластовой жидкости и направление минимального напряжения в пласте по азимуту, а проведением тест-закачки определяют величину минимального напряжения, после бурения пилотного ствола в скважине в зависимости от вязкости и направления напряжения из пилотного ствола скважины в каждом продуктивном пласте в различных направлениях снизу вверх бурят по одному боковому стволу, причем бурение боковых стволов в пластах с вязкостью до 20 мПа·с производят в направлении, перпендикулярном направлению минимального напряжения в пласте, после чего осуществляют гидравлический разрыв пласта с созданием в пласте из бокового ствола продольных трещин, а бурение боковых стволов в пластах с вязкостью свыше 20 мПа·с производят в направлении, параллельном направлению минимального напряжения в пласте, после чего осуществляют гидравлический разрыв пласта с созданием в пласте из бокового ствола поперечных трещин, при этом перед забуриванием каждого бокового ствола в пилотном стволе скважины ниже пласта устанавливают разбуриваемый пакер, причем при проведении гидравлического разрыва пласта с созданием продольных трещин спускают в боковой ствол технологическую колонну труб с фильтром и пакером, производят посадку пакера на входе в боковой ствол и производят в боковом стволе гидравлический разрыв пласта закачкой жидкости разрыва по технологической колонне труб через фильтр под давлением выше величины минимального напряжения, после чего извлекают технологическую колонну труб с фильтром из скважины, разбуривают пакер в пилотном стволе, производят бурение бокового ствола в следующем вышележащем пласте, при проведении гидравлического разрыва пласта с созданием поперечных трещин спускают в боковой ствол технологическую колонну труб, оснащенную снизу гидромониторной насадкой, и в боковом стволе закачкой жидкости разрыва по технологической колонне труб через гидромониторную насадку производят поинтервальный гидравлический разрыв пласта под давлением выше величины минимального напряжения с перемещением технологической колонны труб, после чего извлекают технологическую колонну труб с гидромониторной насадкой из скважины и разбуривают пакер в пилотном стволе.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014141255/03A RU2565617C1 (ru) | 2014-10-13 | 2014-10-13 | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014141255/03A RU2565617C1 (ru) | 2014-10-13 | 2014-10-13 | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2565617C1 true RU2565617C1 (ru) | 2015-10-20 |
Family
ID=54327265
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014141255/03A RU2565617C1 (ru) | 2014-10-13 | 2014-10-13 | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2565617C1 (ru) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2626492C1 (ru) * | 2016-04-26 | 2017-07-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения |
| RU2660702C1 (ru) * | 2017-08-08 | 2018-07-09 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Способ определения величины максимального горизонтального напряжения нефтегазового 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 |
| CN111734382A (zh) * | 2020-08-05 | 2020-10-02 | 西南石油大学 | 一种阶梯降排量测试压裂解释多参数的方法 |
| RU2757836C1 (ru) * | 2021-04-12 | 2021-10-21 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки зонально-неоднородной нефтяной залежи |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4787449A (en) * | 1987-04-30 | 1988-11-29 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery process in subterranean formations |
| RU2292453C2 (ru) * | 2005-02-24 | 2007-01-27 | Александр Сергеевич Трофимов | Способ разработки месторождения углеводородов |
| RU2374435C2 (ru) * | 2007-08-23 | 2009-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Тюменский нефтяной научный центр" | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи при наличии высокопроницаемого пропластка с применением гидравлического разрыва пласта |
| WO2011150251A1 (en) * | 2010-05-26 | 2011-12-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Assembly and method for multi-zone fracture stimulation of a reservoir autonomous tubular units |
| WO2013022627A2 (en) * | 2011-08-05 | 2013-02-14 | Schlumberger Canada Limited | Method of fracturing multiple zones within a well |
| RU2513791C1 (ru) * | 2012-10-22 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта |
| RU2528757C1 (ru) * | 2013-10-14 | 2014-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи горизонтальными скважинами на естественном режиме |
-
2014
- 2014-10-13 RU RU2014141255/03A patent/RU2565617C1/ru active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4787449A (en) * | 1987-04-30 | 1988-11-29 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery process in subterranean formations |
| RU2292453C2 (ru) * | 2005-02-24 | 2007-01-27 | Александр Сергеевич Трофимов | Способ разработки месторождения углеводородов |
| RU2374435C2 (ru) * | 2007-08-23 | 2009-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Тюменский нефтяной научный центр" | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи при наличии высокопроницаемого пропластка с применением гидравлического разрыва пласта |
| WO2011150251A1 (en) * | 2010-05-26 | 2011-12-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Assembly and method for multi-zone fracture stimulation of a reservoir autonomous tubular units |
| WO2013022627A2 (en) * | 2011-08-05 | 2013-02-14 | Schlumberger Canada Limited | Method of fracturing multiple zones within a well |
| RU2513791C1 (ru) * | 2012-10-22 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта |
| RU2528757C1 (ru) * | 2013-10-14 | 2014-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи горизонтальными скважинами на естественном режиме |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2626492C1 (ru) * | 2016-04-26 | 2017-07-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения |
| RU2660702C1 (ru) * | 2017-08-08 | 2018-07-09 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Способ определения величины максимального горизонтального напряжения нефтегазового 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 |
| CN111734382A (zh) * | 2020-08-05 | 2020-10-02 | 西南石油大学 | 一种阶梯降排量测试压裂解释多参数的方法 |
| CN111734382B (zh) * | 2020-08-05 | 2021-06-01 | 西南石油大学 | 一种阶梯降排量测试压裂解释多参数的方法 |
| RU2757836C1 (ru) * | 2021-04-12 | 2021-10-21 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки зонально-неоднородной нефтяной залежи |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2295030C1 (ru) | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума | |
| US7559373B2 (en) | Process for fracturing a subterranean formation | |
| US10815761B2 (en) | Process for producing hydrocarbons from a subterranean hydrocarbon-bearing reservoir | |
| US9828840B2 (en) | Producing hydrocarbons | |
| RU2526937C1 (ru) | Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи | |
| RU2565617C1 (ru) | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта | |
| RU2561420C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в двух параллельных горизонтальных стволах скважин | |
| US9840900B2 (en) | Process for inhibiting flow of fracturing fluid in an offset wellbore | |
| RU2612061C1 (ru) | Способ разработки сланцевых карбонатных нефтяных залежей | |
| RU2667561C1 (ru) | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в открытом стволе наклонной скважины | |
| US20160312594A1 (en) | Method for orienting hydraulic fractures in multilateral horizontal wells | |
| RU2567918C1 (ru) | Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения | |
| Pandey et al. | New fracture-stimulation designs and completion techniques result in better performance of shallow Chittim Ranch wells | |
| RU2655309C1 (ru) | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины | |
| RU2743478C1 (ru) | Способ добычи трудноизвлекаемого туронского газа | |
| US20240229630A1 (en) | System and Method for Determining Parameters corresponding to Hydraulic Connection between Monitor Well and Treatment Well | |
| RU2418162C1 (ru) | Способ повышения проницаемости пласта при добыче высоковязкой нефти | |
| RU2379492C2 (ru) | Способ разработки при расконсервации скважин и нефтяной залежи в целом | |
| RU2510456C2 (ru) | Способ образования вертикально направленной трещины при гидроразрыве продуктивного пласта | |
| RU2618542C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти трещинами гидроразрыва пласта | |
| RU2627345C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта | |
| RU2613403C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины | |
| RU2733869C1 (ru) | Способ разработки доманикового нефтяного пласта | |
| RU2560763C1 (ru) | Способ освоения и разработки многопластового месторождения с низкими фильтрационно-емкостными коллекторами | |
| RU2726694C1 (ru) | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта |