RU2387812C1 - Method to develop oil poll with oil-in-water systems - Google Patents
Method to develop oil poll with oil-in-water systems Download PDFInfo
- Publication number
- RU2387812C1 RU2387812C1 RU2009103784/03A RU2009103784A RU2387812C1 RU 2387812 C1 RU2387812 C1 RU 2387812C1 RU 2009103784/03 A RU2009103784/03 A RU 2009103784/03A RU 2009103784 A RU2009103784 A RU 2009103784A RU 2387812 C1 RU2387812 C1 RU 2387812C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- well
- horizontal
- reservoir
- injection
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Предлагаемый способ относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки нефтяных залежей с водонефтяными зонами.The proposed method relates to the oil industry, in particular to the field of development of oil deposits with oil-water zones.
Известен способ разработки нефтяного месторождения массивного типа, включающий разбуривание месторождения системой скважин с вертикальными и горизонтальными скважинами (патент RU №2095551, МПК Е21В 43/20, опубл. 10.11.1997 г.). Первоначально бурят вертикальный ствол со вскрытием нефтенасыщенной и водонасыщенной частей пласта. В случае благоприятной характеристики геологического строения продуктивного пласта бурят горизонтальный ствол в нефтенасыщенной части в той же скважине. Затем циклически осуществляют закачку вытесняющего агента в водонасыщенную часть пласта вертикального ствола и отбор продукции из горизонтального ствола.A known method of developing an oil field of massive type, including drilling a field with a system of wells with vertical and horizontal wells (patent RU No. 2095551, IPC EV 43/20, publ. 10.11.1997). Initially, a vertical well is drilled with the opening of the oil-saturated and water-saturated parts of the reservoir. In the case of a favorable characteristic of the geological structure of the reservoir, a horizontal well is drilled in the oil-saturated part in the same well. Then cyclically pump the displacing agent into the water-saturated part of the vertical wellbore formation and select products from the horizontal wellbore.
Недостатком данного способа является то, что закачанный вытесняющий агент по субвертикальным трещинам фильтруется под залежь нефти, а часть нефти оттесняется под залежь в водоносную часть пласта. Это снижает охват пластов заводнением, нефтеизвлечение из них и быстрое обводнение.The disadvantage of this method is that the injected displacing agent along the subvertical cracks is filtered under the oil reservoir, and part of the oil is forced out under the reservoir into the aquifer of the reservoir. This reduces the coverage of formations by water flooding, oil recovery from them and rapid flooding.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяного месторождения в карбонатных коллекторах трещиноватого типа, включающий разбуривание месторождения системой скважин с вертикальными и горизонтальными стволами (патент RU №2196885, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.01.2003 г.). Нагнетательную скважину бурят с вертикальным стволом и вскрывают нижнюю подошвенную водонасыщенную часть пласта, а добывающую скважину с горизонтальным стволом располагают в кровельной части продуктивного пласта. В нагнетательную скважину закачивают тампонирующий раствор, а добывающую скважину на время закачки останавливают, причем закачку тампонирующего раствора производят при давлении, превышающем давление раскрытия вертикальных трещин.The closest in technical essence to the proposed is a method of developing an oil field in fractured carbonate reservoirs, including drilling a field with a system of wells with vertical and horizontal shafts (patent RU No. 2196885, IPC ЕВВ 43/22, published on January 20, 2003). An injection well is drilled with a vertical wellbore and the lower plantar water-saturated part of the formation is exposed, and a production well with a horizontal well is located in the roofing part of the productive formation. The plugging solution is pumped into the injection well, and the producing well is stopped for the time of injection, and the plugging solution is injected at a pressure exceeding the pressure of the opening of vertical cracks.
Недостатком известного способа является низкая эффективность при эксплуатации обводненных залежей, конусообразование, способствующее быстрому обводнению добываемой продукции.The disadvantage of this method is the low efficiency in the operation of watered deposits, cone formation, contributing to the rapid watering of the produced products.
Технической задачей предлагаемого способа является продление безводного периода добычи нефти, увеличение нефтеизвлечения залежи, повышение эффективности разработки нефтяных залежей с водонефтяными зонами за счет более полного охвата пластов воздействием, вовлечения в разработку ранее не работавших продуктивных пластов в добывающих скважинах.The technical task of the proposed method is to extend the anhydrous period of oil production, increase oil recovery of deposits, increase the efficiency of development of oil deposits with oil-water zones due to a more complete coverage of formations by impact, involvement in the development of previously not working productive formations in production wells.
Указанная задача решается способом разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами, включающим бурение, по крайней мере, одной горизонтальной добывающей и нагнетательной скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательную и отбор продукции через добывающую скважины.This problem is solved by the method of developing an oil reservoir with oil-water zones, including drilling at least one horizontal production and injection wells, pumping the displacing agent through the injection and product selection through the production wells.
Новым является то, что добывающую горизонтальную скважину размещают параллельно водонефтяному контакту на расстоянии, позволяющем ввести скважину в эксплуатацию с безводным периодом, нагнетательную вертикальную или горизонтальную скважину размещают над добывающей скважиной в кровельной части продуктивного пласта и ведут закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды.What is new is that the producing horizontal well is placed parallel to the oil-water contact at a distance that allows putting the well into operation with an anhydrous period, the vertical or horizontal injection well is placed above the producing well in the roofing of the producing formation and the displacing agent is injected with a specific gravity lower than the specific gravity of the formation water.
Проведенные патентные исследования по патентному фонду и технической библиотеке института «ТатНИПИнефть» показали отсутствие идентичных или эквивалентных технических решений в сравнении с заявляемым способом, что позволяет сделать вывод о соответствии его критерию «новизна» и «изобретательский уровень».Patent studies on the patent fund and technical library of the TatNIPIneft institute showed the absence of identical or equivalent technical solutions in comparison with the claimed method, which allows us to conclude that its criteria are “novelty” and “inventive step”.
На фиг.1 представлен разрез нефтенасыщенного пласта с размещенной нагнетательной вертикальной и добывающей горизонтальной скважинами в водонефтяной зоне по предлагаемому способу.Figure 1 shows a section of an oil-saturated formation with placed injection vertical and producing horizontal wells in the oil-water zone according to the proposed method.
На фиг.2 представлен разрез нефтенасыщенного пласта с размещенной нагнетательной и добывающей горизонтальными скважинами в водонефтяной зоне по предлагаемому способу.Figure 2 presents a section of an oil-saturated formation with placed injection and producing horizontal wells in the oil-water zone according to the proposed method.
Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.The inventive method is carried out in the following sequence.
Нефтяную залежь 1 (фиг.1, фиг.2) с водонефтяными зонами разбуривают проектной сеткой скважин. Уточняют геологическое строение залежи, строят структурную карту, карты общих и эффективных нефтенасыщенных толщин, проводят лабораторные исследования керна, определяют вязкость нефти, проницаемость пласта, распространение продуктивных толщин пласта по площади залежи. Определяют фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов, проводят гидродинамические исследования с обязательным определением пластового давления и осуществляют моделирование процесса разработки. Выбирают залежь с нефтенасыщенными толщинами более 12 метров.Oil reservoir 1 (Fig. 1, Fig. 2) with water-oil zones is drilled with a design grid of wells. Clarify the geological structure of the reservoir, build a structural map, maps of total and effective oil-saturated thicknesses, conduct core laboratory tests, determine the viscosity of oil, the permeability of the reservoir, the distribution of productive thickness of the reservoir over the area of the reservoir. Determine the reservoir properties of reservoir rocks, conduct hydrodynamic studies with the obligatory determination of reservoir pressure and carry out modeling of the development process. A deposit with oil-saturated thicknesses of more than 12 meters is selected.
Бурят, по крайней мере, одну добывающую горизонтальную скважину 2 (фиг.1, фиг.2). Горизонтальный ствол проводят в интервале наиболее проницаемого прослоя залежи, причем траекторию ствола добывающей горизонтальной скважины размещают параллельно водонефтяному контакту (ВНК) на расстоянии пяти-шести метров до водонефтяного контакта нефтяной залежи, увеличивающем безводный период эксплуатации скважин. Уменьшение расстояния до ВНК 3 (фиг.1, 2) приведет к прорыву подошвенной воды к стволу добывающей горизонтальной скважины в результате резкого различия вязкостей нефти и пластовой воды.Drill at least one producing horizontal well 2 (figure 1, figure 2). The horizontal wellbore is carried out in the interval of the most permeable interlayer of the reservoir, and the trunk path of the producing horizontal well is placed parallel to the oil-water contact (WOC) at a distance of five to six meters to the oil-water contact of the oil reservoir, which increases the anhydrous period of operation of the wells. Reducing the distance to the KSS 3 (Fig.1, 2) will lead to a breakthrough of plantar water to the trunk of the producing horizontal well as a result of a sharp difference in the viscosities of oil and produced water.
Нагнетательную вертикальную скважину 4 (фиг.1) бурят над добывающей горизонтальной скважиной в вертикальной плоскости над серединой горизонтального ствола добывающей скважины. В вертикальной скважине перфорируют один-два метра в кровле продуктивного пласта 5 (фиг.1) и осуществляют закачку вытесняющего агента 6 (фиг.1) с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды, например попутного газа, угарного газа.An injection vertical well 4 (FIG. 1) is drilled above a producing horizontal well in a vertical plane above the middle of a horizontal well of a producing well. In a vertical well, one or two meters are perforated in the roof of the producing formation 5 (FIG. 1) and a
Расстояние от нижнего интервала перфорации вертикальной нагнетательной скважины до горизонтального добывающего ствола скважины составляет 4,0-5,0 м, которое определяют по геогидродинамическому моделированию.The distance from the lower perforation interval of the vertical injection well to the horizontal production wellbore is 4.0-5.0 m, which is determined by geohydrodynamic modeling.
Ствол нагнетательной горизонтальной скважины 4 (фиг.2) проводят параллельно стволу добывающей горизонтальной скважины выше него в вертикальной плоскости так, что начало горизонтального ствола нагнетательной скважины находится ближе к концу горизонтального ствола добывающей скважины, а конец нагнетательной - ближе к началу горизонтального ствола добывающей скважины.The horizontal injection wellbore 4 (Fig. 2) is parallel to the horizontal production wellbore above it in a vertical plane so that the start of the horizontal injection wellbore is closer to the end of the horizontal production wellbore and the end of the injection is closer to the start of the horizontal production wellbore.
Расстояние между горизонтальными стволами скважин не превышает 4-5 м, что предотвращает преждевременный прорыв попутного газа к стволу добывающей горизонтальной скважины. Минимальное расстояние между ними и расстояние от забоя ствола нагнетательной горизонтальной скважины до вертикальной части ствола добывающей горизонтальной скважины по горизонтали зависит от проницаемости пород-коллекторов, вязкости нефти и определяется по геогидродинамическому моделированию.The distance between horizontal wellbores does not exceed 4-5 m, which prevents premature breakthrough of associated gas to the trunk of the producing horizontal well. The minimum distance between them and the distance from the bottom hole of the horizontal injection well to the vertical horizontal part of the producing horizontal well depends on the permeability of reservoir rocks, oil viscosity and is determined by geohydrodynamic modeling.
Траекторию ствола добывающей горизонтальной скважины размещают параллельно водонефтяному контакту (ВНК) на расстоянии пяти-шести метров до водонефтяного контакта нефтяной залежи, увеличивающем безводный период эксплуатации скважин.The trajectory of the trunk of the producing horizontal well is placed parallel to the oil-water contact (ORC) at a distance of five to six meters to the oil-water contact of the oil reservoir, which increases the waterless life of the wells.
Закачку вытесняющего агента 6 (фиг.2) осуществляют циклически через нагнетательную вертикальную скважину или нагнетательный горизонтальный ствол скважины, отбор нефти осуществляют постоянно через добывающий горизонтальный ствол скважины 5 (фиг.2).The injection of the displacing agent 6 (FIG. 2) is carried out cyclically through the vertical injection well or horizontal injection well, the oil is taken continuously through the horizontal producing well 5 (FIG. 2).
Механизм вытеснения нефти вытесняющим агентом, имеющим удельный вес ниже удельного веса пластовой воды (например, попутным газом и т.д.), заключается в распространении зоны воздействия вытесняющего агента вниз по разрезу и по площади продуктивного пласта при увеличении давления закачки. Вытесняющий агент стремится в верхнюю часть пласта. Нефть вытесняется под действием сил гравитации к нижнему восходящему добывающему горизонтальному стволу скважины.The mechanism of oil displacement by a displacing agent having a specific gravity lower than the specific gravity of formation water (for example, associated gas, etc.) consists in spreading the area of influence of the displacing agent down the section and over the area of the reservoir with increasing injection pressure. The displacing agent tends to the upper part of the reservoir. Oil is displaced by gravity to the lower ascending producing horizontal wellbore.
Режим закачки выбирают в зависимости от проницаемости пласта, распространения продуктивных толщин пласта по площади залежи, вязкости нефти.The injection mode is selected depending on the permeability of the formation, the distribution of productive thicknesses of the formation over the area of the reservoir, the viscosity of the oil.
С целью максимального использования эффекта гравитации давление на забое нагнетательного горизонтального ствола скважины поддерживают близким к гидростатическому. В результате обеспечивается стабильное и непрерывное воздействие на продуктивный пласт по всей длине нагнетательного горизонтального ствола скважины, расположенной над добывающим горизонтальным стволом в вертикальной плоскости, эффективное использование попутного газа, увеличение дебита и объемов добываемой продукции.In order to maximize the use of the effect of gravity, the pressure at the bottom of the injection horizontal wellbore is maintained close to hydrostatic. The result is a stable and continuous impact on the reservoir along the entire length of the horizontal injection well located above the horizontal production well in the vertical plane, the efficient use of associated gas, and an increase in the production rate and production volumes.
Периодически замеряют дебит скважины, пластовое давление, температуру пласта по всей длине горизонтального ствола добывающей скважины, обводненность продукции и регулируют режимы работы скважины.Periodically measure the flow rate of the well, reservoir pressure, the temperature of the reservoir along the entire length of the horizontal well of the producing well, the water cut of the product, and the well operating conditions are regulated.
Закачку вытесняющего агента осуществляют с повышением пластового давления до появления газа из добывающего горизонтального ствола. Затем нагнетательную вертикальную или горизонтальную скважину останавливают, а добывающая горизонтальная скважина продолжает работать.The injection of the displacing agent is carried out with increasing reservoir pressure until gas emerges from the producing horizontal wellbore. Then the injection vertical or horizontal well is stopped, and the producing horizontal well continues to work.
Отбор продукции производят при помощи насоса из добывающего горизонтального ствола скважины до снижения пластового давления до уровня давления насыщения нефти газом или падения дебита нефти до предельно рентабельного. Затем нагнетательную вертикальную или горизонтальную скважину вводят в работу.The selection of products is carried out using a pump from the producing horizontal wellbore until the reservoir pressure decreases to the level of oil saturation pressure with gas or the oil production rate drops to an extremely profitable one. Then the injection vertical or horizontal well is put into operation.
Разработка нефтяной залежи с водонефтяными зонами предлагаемым способом позволяет повысить эффективность вытеснения нефти, увеличить безводный период работы добывающей горизонтальной скважины, а также дебит и объем добычи нефти за счет повышения эффективности закачки вытесняющего агента, повышения охвата выработкой запасов по площади и разрезу.The development of an oil reservoir with water-oil zones by the proposed method allows to increase the efficiency of oil displacement, to increase the anhydrous period of operation of a producing horizontal well, as well as the flow rate and volume of oil production by increasing the efficiency of injection of a displacing agent, increasing the coverage of reserves by area and section.
Пример 1 практического выполненияPractical Example 1
Осуществление данного способа рассмотрим на примере нефтяной залежи в турнейских карбонатных отложениях с водонефтяными зонами. Залежь разбуривают редкой сеткой вертикальных и горизонтальных скважин с расстоянием между скважинами 350 м, осуществляют их обустройство. Нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта 1 составляет 15,4 м (фиг.1), водонасыщенная - 6,2 м. Водонефтяной контакт 3 (фиг.1) на залежи установлен на глубине 1086,5 м.The implementation of this method, consider the example of an oil reservoir in Tournaisian carbonate sediments with oil-water zones. The deposit is drilled with a rare grid of vertical and horizontal wells with a distance between the wells of 350 m, they are arranged. Oil-saturated thickness of the
В наиболее проницаемой части продуктивного пласта бурят добывающую горизонтальную скважину 2 (фиг.1) параллельно водонефтяному контакту по направлению к куполу залежи длиной 300 м. Затем бурят вертикальную нагнетательную скважину над серединой добывающего горизонтального ствола.In the most permeable part of the reservoir, a horizontal production well 2 (Fig. 1) is drilled parallel to the oil-water contact in the direction of a 300 m long reservoir dome. Then a vertical injection well is drilled above the middle of the producing horizontal well.
В вертикальной нагнетательной скважине 4 (фиг.1) на глубине 1071-1073 м в кровельной части продуктивного пласта перфорируют два метра коллектора 5 (фиг.1). Расстояние от нижнего интервала перфорации до добывающего горизонтального ствола составляет 5,0 м.In a vertical injection well 4 (FIG. 1), at a depth of 1071-1073 m, two meters of collector 5 are perforated in the roofing part of the reservoir, (FIG. 1). The distance from the lower perforation interval to the producing horizontal well is 5.0 m.
Траекторию ствола добывающей горизонтальной скважины располагают выше водонефтяного контакта 3 (фиг.1) на пять метров - минимальном расстоянии, увеличивающем безводный период эксплуатации скважин. Определяют данное расстояние путем геогидромоделирования. Уменьшение расстояния до водонефтяного контакта приведет к прорыву подошвенной воды к стволу добывающей горизонтальной скважины в результате резкого различия вязкостей нефти и пластовой воды.The trajectory of the trunk of the producing horizontal well is located above the oil-water contact 3 (Fig. 1) by five meters - the minimum distance that increases the anhydrous period of operation of the wells. This distance is determined by geohydromodeling. A decrease in the distance to the oil-water contact will lead to a breakthrough of bottom water to the trunk of the producing horizontal well as a result of a sharp difference in the viscosities of oil and produced water.
Закачку попутного газа 6 (фиг.1) осуществляют циклически через нагнетательную вертикальную скважину с устья скважины при давлении нагнетания 13 МПа. Одновременно осуществляют отбор нефти через добывающий горизонтальный ствол с использованием насоса. Периодически определяют объемы нагнетаемого попутного газа и добываемой нефти, обводненность продукции, давление на устье и забое скважин.
Производят закачку в течение 20 суток со средней приемистостью 15 м3/сут. Через 20 суток в отобранной продукции наблюдается увеличение доли попутного газа. Нагнетательную вертикальную скважину останавливают на перераспределение пластового давления по пласту на 5 суток. Время простоя от закачки рассчитывают по пьезопроводности коллектора из условия равномерного перераспределения давления по пласту. Затем циклы закачки и отбора продукции повторяют.Make an injection within 20 days with an average injection rate of 15 m 3 / day. After 20 days, an increase in the share of associated gas is observed in the selected products. The vertical injection well is stopped for redistribution of reservoir pressure in the reservoir for 5 days. The idle time from injection is calculated by the piezoelectric conductivity of the reservoir from the condition of uniform pressure redistribution over the reservoir. Then the cycles of injection and selection of products are repeated.
Пример 2 практического выполненияPractical Example 2
Осуществление данного способа рассмотрим на примере нефтяной залежи в турнейских карбонатных отложениях с водонефтяными зонами. Залежь разбуривают редкой сеткой вертикальных и горизонтальных скважин с расстоянием между скважинами 350 м, осуществляют их обустройство. Эффективная нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта 1 составляет 16,2 м (фиг.2), водонасыщенная - 4,8 м. Водонефтяной контакт на залежи установлен на глубине 1086,5 м.The implementation of this method, consider the example of an oil reservoir in Tournaisian carbonate sediments with oil-water zones. The deposit is drilled with a rare grid of vertical and horizontal wells with a distance between the wells of 350 m, they are arranged. The effective oil-saturated thickness of the
В наиболее проницаемой части продуктивного пласта бурят добывающую горизонтальную скважину параллельно водонефтяному контакту по направлению к куполу 2 залежи длиной 300 м (фиг.2). Затем бурят нагнетательную горизонтальную скважину 4 длиной 300 м (фиг.2). Горизонтальные стволы размещают субпараллельно один над другим в вертикальной плоскости параллельно ВНК залежи 3 (фиг.2).In the most permeable part of the reservoir, a horizontal production well is drilled parallel to the oil-water contact in the direction of the
Траекторию ствола добывающей горизонтальной скважины располагают выше водонефтяного контакта на пять метров - минимальном расстоянии, увеличивающем безводный период эксплуатации скважин. Определяют данное расстояние путем геогидромоделирования. Уменьшение расстояния до водонефтяного контакта приведет к прорыву подошвенной воды к стволу добывающей горизонтальной скважины в результате резкого различия вязкостей нефти и пластовой воды. Расстояние от горизонтального нагнетательного ствола скважины до горизонтального добывающего ствола скважины составляет 4,0 м, которое определяют по геогидродинамическому моделированию.The trajectory of the trunk of the producing horizontal well is located five meters above the oil-water contact - a minimum distance that increases the anhydrous period of operation of the wells. This distance is determined by geohydromodeling. A decrease in the distance to the oil-water contact will lead to a breakthrough of bottom water to the trunk of the producing horizontal well as a result of a sharp difference in the viscosities of oil and produced water. The distance from the horizontal injection wellbore to the horizontal producing wellbore is 4.0 m, which is determined by geohydrodynamic modeling.
Закачку попутного газа 6 (фиг.2) осуществляют циклически через нагнетательную горизонтальную скважину 4 (фиг.2) с устья скважины при давлении нагнетания 13,2 МПа. Одновременно осуществляют отбор нефти через нижний добывающий горизонтальный ствол с использованием насоса. Периодически определяют объемы нагнетаемого газа и добываемой нефти, обводненность продукции, давление на устье и забое скважин.Associated gas 6 (FIG. 2) is injected cyclically through a horizontal injection well 4 (FIG. 2) from the wellhead at an injection pressure of 13.2 MPa. At the same time, oil is extracted through the lower producing horizontal well using a pump. Periodically determine the volumes of injected gas and produced oil, water cut, pressure at the mouth and bottom of the wells.
Производят закачку в течение 10 суток со средней приемистостью 25 м3/сут. Через 10 суток в отобранной продукции наблюдается увеличение доли попутного газа. Нагнетательную горизонтальную скважину останавливают на перераспределение пластового давления по пласту на 5 суток. Время простоя от закачки рассчитывают по пьезопроводности коллектора из условия равномерного перераспределения давления по пласту. Затем циклы закачки и отбора продукции повторяют.Make an injection within 10 days with an average injection rate of 25 m 3 / day. After 10 days, an increase in the share of associated gas is observed in the selected products. The horizontal injection well is stopped for redistribution of reservoir pressure in the reservoir for 5 days. The idle time from injection is calculated by the piezoelectric conductivity of the reservoir from the condition of uniform pressure redistribution over the reservoir. Then the cycles of injection and selection of products are repeated.
Предлагаемый способ позволяет продлить безводный период работы скважины, увеличить коэффициент охвата выработкой запасов нефти и, как следствие, конечное нефтеизвлечение. Применение способа позволяет расширить технологические возможности разработки залежи, включить в работу водонефтяные зоны залежи, ранее не участвовавшие в добыче нефти.The proposed method allows to extend the anhydrous period of the well’s operation, to increase the coverage coefficient by the development of oil reserves and, as a result, the final oil recovery. The application of the method allows you to expand the technological capabilities of the development of deposits, to include in the oil-water zones of the deposits, previously not involved in oil production.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009103784/03A RU2387812C1 (en) | 2009-02-04 | 2009-02-04 | Method to develop oil poll with oil-in-water systems |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009103784/03A RU2387812C1 (en) | 2009-02-04 | 2009-02-04 | Method to develop oil poll with oil-in-water systems |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2387812C1 true RU2387812C1 (en) | 2010-04-27 |
Family
ID=42672664
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009103784/03A RU2387812C1 (en) | 2009-02-04 | 2009-02-04 | Method to develop oil poll with oil-in-water systems |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2387812C1 (en) |
Cited By (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2443853C1 (en) * | 2010-09-03 | 2012-02-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposit with oil-water zones |
| RU2473793C1 (en) * | 2012-03-26 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2473794C1 (en) * | 2012-03-26 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2474677C1 (en) * | 2011-10-03 | 2013-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposit with horizontal wells |
| RU2496979C1 (en) * | 2012-05-03 | 2013-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method for steam pumping to formation |
| RU2504646C1 (en) * | 2012-07-27 | 2014-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of oil deposit development using flooding |
| RU2504647C2 (en) * | 2012-03-29 | 2014-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация" (ООО НПО "Инновация") | Method of high-viscosity oil pool development |
| RU2513390C1 (en) * | 2013-06-24 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2522369C1 (en) * | 2012-12-11 | 2014-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil and/or bitumen deposits with oil-water zones |
| RU2527432C1 (en) * | 2013-11-18 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil deposit development by water and gas injection |
| RU2555163C1 (en) * | 2014-01-21 | 2015-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Коми" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Method of high-viscosity oil field production with horizontal wells |
| RU2565615C1 (en) * | 2014-10-13 | 2015-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development of oil deposits by wells communicated via productive formation |
| RU2602254C1 (en) * | 2015-08-06 | 2016-11-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Method for arrangement of wells in low permeable reservoirs with underlying contour water |
| RU2623407C1 (en) * | 2016-07-26 | 2017-06-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of bitumen field development |
| CN114075964A (en) * | 2020-08-11 | 2022-02-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | Well pattern system and construction process thereof |
| RU2804051C1 (en) * | 2023-02-10 | 2023-09-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing oil-water zone of oil field |
-
2009
- 2009-02-04 RU RU2009103784/03A patent/RU2387812C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2443853C1 (en) * | 2010-09-03 | 2012-02-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposit with oil-water zones |
| RU2474677C1 (en) * | 2011-10-03 | 2013-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposit with horizontal wells |
| RU2473793C1 (en) * | 2012-03-26 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2473794C1 (en) * | 2012-03-26 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2504647C2 (en) * | 2012-03-29 | 2014-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация" (ООО НПО "Инновация") | Method of high-viscosity oil pool development |
| RU2496979C1 (en) * | 2012-05-03 | 2013-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method for steam pumping to formation |
| RU2504646C1 (en) * | 2012-07-27 | 2014-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of oil deposit development using flooding |
| RU2522369C1 (en) * | 2012-12-11 | 2014-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil and/or bitumen deposits with oil-water zones |
| RU2513390C1 (en) * | 2013-06-24 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2527432C1 (en) * | 2013-11-18 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil deposit development by water and gas injection |
| RU2555163C1 (en) * | 2014-01-21 | 2015-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Коми" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Method of high-viscosity oil field production with horizontal wells |
| RU2565615C1 (en) * | 2014-10-13 | 2015-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development of oil deposits by wells communicated via productive formation |
| RU2602254C1 (en) * | 2015-08-06 | 2016-11-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Method for arrangement of wells in low permeable reservoirs with underlying contour water |
| RU2623407C1 (en) * | 2016-07-26 | 2017-06-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of bitumen field development |
| CN114075964A (en) * | 2020-08-11 | 2022-02-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | Well pattern system and construction process thereof |
| RU2804051C1 (en) * | 2023-02-10 | 2023-09-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing oil-water zone of oil field |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2387812C1 (en) | Method to develop oil poll with oil-in-water systems | |
| RU2463445C2 (en) | Method of developing oil pool in fractured-porous carbonate basins | |
| RU2567918C1 (en) | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit | |
| RU2478164C1 (en) | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer | |
| RU2448240C1 (en) | Development method of oil deposits in carbonate reservoirs with water-oil zones | |
| RU2179234C1 (en) | Method of developing water-flooded oil pool | |
| RU2612060C1 (en) | Method of development of carbonate shaly oil deposits | |
| RU2474678C1 (en) | Development method of oil deposit with horizontal wells | |
| RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
| RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| RU2386795C1 (en) | Development method of oil field with water-oil zones | |
| RU2597305C1 (en) | Method for development of oil deposit in carbonate reservoirs | |
| RU2283947C1 (en) | Method for oil pool development with horizontal wells | |
| RU2627338C1 (en) | Solid carbonate oil deposits development method | |
| RU2465445C2 (en) | Method of developing oil pool sung horizontal injection wells | |
| RU2580562C1 (en) | Method of developing oil deposits | |
| RU2443853C1 (en) | Development method of oil deposit with oil-water zones | |
| RU2499134C2 (en) | Method of development of oil pool located above gas pool and separated therefrom by impermeable parting | |
| RU2526037C1 (en) | Development of fractured reservoirs | |
| RU2485297C1 (en) | Development method of oil deposits by means of well interconnected through productive formation | |
| RU2401937C1 (en) | Procedure for development of watered oil deposit | |
| RU2007104999A (en) | METHOD FOR IMPLEMENTING VERTICAL FILLING OF OIL DEPOSIT | |
| RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
| RU2616016C1 (en) | Recovery method for solid carbonate reservoirs | |
| RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160205 |