RU2459935C1 - Multi-site oil deposit development method - Google Patents
Multi-site oil deposit development method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2459935C1 RU2459935C1 RU2011143607/03A RU2011143607A RU2459935C1 RU 2459935 C1 RU2459935 C1 RU 2459935C1 RU 2011143607/03 A RU2011143607/03 A RU 2011143607/03A RU 2011143607 A RU2011143607 A RU 2011143607A RU 2459935 C1 RU2459935 C1 RU 2459935C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- production
- oil
- wells
- site
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке многообъектного нефтяного месторождения.The invention relates to the oil and gas industry and can be used in the development of a multi-site oil field.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий построение структурного плана продуктивного пласта и определение для каждого эксплуатационного объекта рационального размещения добывающих и нагнетательных скважин, бурение и исследование скважин, добычу нефти из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины. (Муравьев И.М. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 1970, с.103).A known method of developing an oil reservoir, including constructing a structural plan of the reservoir and determining for each production facility the rational distribution of production and injection wells, drilling and researching wells, oil production from production wells and pumping a displacing agent into injection wells. (Muravyev I.M. et al. Development and operation of oil and gas fields. - M.: Nedra, 1970, p. 103).
Известный способ предполагает разработку каждого объекта нефтяного месторождения своей сеткой скважин, увеличивая при этом капитальные затраты и приводя в нерентабельные экономические показатели разработки.The known method involves the development of each object of the oil field with its network of wells, while increasing capital costs and leading to unprofitable economic development indicators.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки неоднородного многопластового нефтяного месторождения, согласно которому первоначально месторождение разбуривают скважинами с вертикальными стволами по разреженной относительно проектной сетке. Затем бурят по каждому пласту добывающие скважины с горизонтальными стволами. Начало и конец горизонтального ствола размещают на одинаковом расстоянии от источника вытесняющего агента. Длину ствола добывающей скважины в продуктивном пласте устанавливают прямо пропорционально запасам нефти и обратно пропорционально их продуктивности. Длину ствола в горизонтальных добывающих скважинах в стягивающих рядах устанавливают не более 70% от расстояния по проектной сетке (Патент РФ №2024740, кл. Е21В 43/14, Е21В 43/20, Е21В 43/30, опубликовано 15.12.1994 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method for developing a heterogeneous multilayer oil field, according to which initially the field is drilled with wells with vertical shafts along a sparse relative to the design grid. Then, production wells with horizontal shafts are drilled in each formation. The beginning and end of the horizontal trunk are placed at the same distance from the source of the displacing agent. The length of the wellbore of the producing well in the reservoir is set in direct proportion to the oil reserves and inversely proportional to their productivity. The length of the barrel in horizontal production wells in the constricting rows is set to not more than 70% of the distance along the design grid (RF Patent No. 2024740, CL ЕВВ 43/14, ЕВВ 43/20, Е21В 43/30, published on 12/15/1994 - prototype).
Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача месторождения и капитальные вложения на бурение двух проектных сеток скважин.The disadvantage of this method is the low oil recovery and capital investment in the drilling of two design grids.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи месторождения и осуществляется экономия капитальных вложений за счет бурения одной сетки проектных скважин.The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery and saves capital investment by drilling one grid of design wells.
Задача решается тем, что в способе разработки многообъектного нефтяного месторождения, включающем разбуривание месторождения скважинами по разреженной относительно проектной сетке, бурение по каждому пласту добывающих скважин с горизонтальными стволами, отбор продукции через добывающие скважины и нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины, согласно изобретению производят оптимальное размещение проектного фонда добывающих и нагнетательных скважин на плане верхнего объекта в пределах экономически обоснованной рентабельной изопахиты не менее 2 м, бурят хотя бы одну горизонтальную скважину с входом в верхний продуктивный объект в проектной точке, проходят верхний продуктивный объект 30-70 метров под зенитным углом 82-86°, проходят на стабилизации перемычку между объектами, сложенную неустойчивыми аргиллитами, входят в нижний объект на 10-12 м по стволу, обсаживают скважину колонной, устанавливают башмак колонны в 10-12 м по стволу от кровли нижнего продуктивного объекта, изолируют заколонное пространство или перекрывают колонной только на 10-12 м по стволу от кровли верхнего продуктивного объекта, а неустойчивый интервал глин в этом случае перекрывают оборудованием локального крепления скважин (ОЛКС) с перекрытием ствола скважины не менее пяти метров выше и ниже интервала глин, продолжают бурение в интервале второго нижнего продуктивного объекта 50-100 м с выходом на зенитный угол 88-90°, устанавливают или не устанавливают управляемый фильтр с двумя шторками выше и ниже интервала глин, в случае установки фильтра закрывают шторки и изолирует верхний и нижний объекты друг от друга, в случае спуска колонны с входом в нижний объект перфорируют нефтенасыщенную часть верхнего объекта в колонне, в случае установки ОЛКС спускают в продуктивную часть верхнего объекта фильтр-хвостовик, а в нижнем объекте ствол оставляют открытым, скважину осваивают в качестве добывающей, если она расположена в сводовой и/или присводовой, и/или склоновой частях структур, контролирующих залежь нефти, с внедрением оборудования одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) и эксплуатацией объектов на разных расчетных депрессиях, предотвращающих преждевременное обводнение добываемой продукции, или в качестве нагнетательной, если скважина расположена в пониженных частях структур, внедряют оборудование одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) и производят закачку вытесняющего агента под разными расчетными давлениями на каждый объект, обеспечивающими оптимальную приемистость.The problem is solved in that in the method of developing a multi-site oil field, including drilling a field with wells along a sparse relative to the design grid, drilling production wells with horizontal shafts for each formation, selecting products through production wells and injecting a working agent through injection wells, the invention provides optimal placement project fund of producing and injection wells on the plan of the upper object within the framework of economically sound rent isopachy of at least 2 m, drill at least one horizontal well with an entrance to the upper productive object at the design point, pass the upper productive object 30-70 meters at an anti-aircraft angle of 82-86 °, pass through the stabilization jumper between objects, composed of unstable mudstones, enter the lower object 10-12 m along the trunk, casing the well with a column, install the shoe of the column 10-12 m along the trunk from the roof of the lower productive object, isolate annular space or overlap the column only 10-12 m along the trunk from the cr If the upper productive object is located, and the unstable clay interval in this case is blocked by local well attachment equipment (OLS) with a wellbore overlap of at least five meters above and below the clay interval, drilling continues in the interval of the second lower productive object 50-100 m with access to the anti-aircraft angle 88-90 °, whether or not a controllable filter is installed with two curtains above and below the clay interval, in the case of installing a filter, close the curtains and isolate the upper and lower objects from each other, in case of descent with the entrance to the lower object, they perforate the oil-saturated part of the upper object in the column, in case of OLS installation, the filter-shank is lowered into the productive part of the upper object, and the well is left open in the lower object, the well is mastered as production if it is located in the vault and / or near the water and / or slope parts of the structures that control the oil reservoir, with the introduction of equipment for simultaneous and separate operation (WEM) and the operation of facilities at different design depressions that prevent premature bvodnenie produced products, or as an injection, if the well is located in the lower parts of the structures, equipment implementing dual injection (ARI) and produce download displacement agent at different pressures calculated for each object, providing optimum acceleration.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Задачей нефтяной промышленности является достижение максимального коэффициента нефтеизвлечения при максимальном охвате дренированием пласта по площади и разрезу. В изобретении решается задача повышения степени нефтеизвлечения за счет более эффективного и полного вытеснения нефти из межскважинного пространства горизонтальной частью стволов скважин, ввода запасов нефти в активную разработку сразу двух объектов, не оставляя в длительной консервации запасы одного из них, в ожидании перевода скважин после обводнения до 80-98% и отработки другого, увеличения темпов отбора нефти, возможности надежного разобщения объектов по разрезу установкой колонны и изоляции заколонного пространства или установкой ОЛКС, или дополнительно закрытием шторок управляемого фильтра, применения оборудования ОРЭ и, следовательно, возможности обработки объектов разными реагентами и с разной интенсивностью и эксплуатации на разных депрессиях, значительно сократив при этом капитальные вложения на бурение и эксплуатацию, разрабатывая два объекта одной сеткой скважин.The task of the oil industry is to achieve the maximum oil recovery coefficient with maximum coverage by drainage of the formation by area and section. The invention solves the problem of increasing the degree of oil recovery due to more efficient and complete displacement of oil from the interwell space by the horizontal part of the wellbores, introducing oil reserves into the active development of two objects at once, without leaving the reserves of one of them in long-term conservation, pending the transfer of wells after flooding to 80-98% and the development of another, increasing the rate of oil extraction, the possibility of reliable separation of objects along the section by installing columns and isolating annular space or OLKS or closing the shutters further controllable filter, WEM application equipment, and hence the possibility of processing objects of different reagents with different intensity and operating at different depressions, thus significantly reducing capital expenditures for the drilling operation and developing two objects one grid boreholes.
Заявляемый способ осуществляется в следующей последовательности. Месторождение разбуривают скважинами по разреженной относительно проектной сетке, осуществляют бурение по каждому пласту добывающих скважин с горизонтальными стволами, отбор продукции через добывающие скважины и нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины. По результатам бурения уточняют структурные планы продуктивных объектов, перекрывающих в плане друг друга, составляют схемы корреляции разрезов пробуренных скважин, строят карты нефтенасыщенных толщин, производят оптимальное размещение проектного фонда добывающих и нагнетательных скважин на плане верхнего объекта в пределах экономически обоснованной рентабельной изопахиты не менее 2 м, бурят хотя бы одну горизонтальную скважину с входом в верхний продуктивный объект в проектной точке, проходят верхний продуктивный объект 30-70 м под зенитным углом 82-86°, проходят на стабилизации перемычку между объектами, сложенную неустойчивыми аргиллитами, входят в нижний объект на 10-12 м по стволу, обсаживают скважину колонной, устанавливают башмак колонны в 10-12 м по стволу от кровли нижнего продуктивного объекта, изолируют заколонное пространство или перекрывают колонной только на 10-12 м по стволу от кровли верхнего продуктивного объекта, а неустойчивый интервал глин в этом случае перекрывают оборудованием локального крепления скважин (ОЛКС) с перекрытием ствола скважины не менее 5 м выше и ниже интервала глин, продолжают бурение в интервале второго нижнего продуктивного объекта 50-100 м с выходом на зенитный угол 88-90°, устанавливают или не устанавливают управляемый фильтр с двумя шторками выше и ниже интервала глин, в случае установки шторок закрывают их, что надежно изолирует верхний и нижний объекты друг от друга, в случае спуска колонны с входом в нижний объект перфорируют нефтенасыщенную часть верхнего объекта в колонне, в случае установки ОЛКС спускают в продуктивную часть верхнего объекта фильтр-хвостовик, а в нижнем объекте ствол оставляют открытым, скважину осваивают в качестве добывающей, если она расположена в сводовой и/или присводовой, и/или склоновой частях структур, контролирующих залежь нефти, с внедрением оборудования ОРЭ и эксплуатацией объектов на разных расчетных депрессиях, предотвращающих преждевременное обводнение добываемой продукции, или в качестве нагнетательной, если скважина расположена в пониженных частях структур, внедряют оборудование ОРЗ и производят закачку вытесняющего агента под разными расчетными давлениями на каждый объект, обеспечивающими оптимальную приемистость.The inventive method is carried out in the following sequence. The field is drilled with wells along a sparse relative to the design grid, drilling of production wells with horizontal shafts for each formation is carried out, production is taken through production wells and the working agent is injected through injection wells. Based on the results of drilling, the structural plans of productive facilities overlapping in plan are specified, correlation patterns of sections of drilled wells are compiled, maps of oil-saturated thicknesses are constructed, optimal design allocation of the production and injection wells on the plan of the upper facility within the framework of economically viable cost-effective isopach of at least 2 m , drill at least one horizontal well with an entrance to the upper productive object at the design point, pass the upper productive object 30-70 m under at an angular angle of 82-86 °, a jumper between the objects folded by unstable mudstones pass on stabilization, enter the lower object 10-12 m along the trunk, casing the well with a column, set the shoe of the column 10-12 m along the trunk from the roof of the lower productive object, isolate annular space or block the column only 10-12 m along the trunk from the roof of the upper productive object, and the unstable clay interval in this case is blocked by local well attachment equipment (OLS) with a well bore of at least 5 m above and below the clay interval, continue drilling in the interval of the second lower productive object of 50-100 m with access to the zenith angle of 88-90 °, install or do not install a controlled filter with two shutters above and below the clay interval, in case of installing the shutters, close them, which reliably isolates the upper and lower objects from each other, in the case of the descent of the column with the entrance to the lower object, the oil-saturated part of the upper object in the column is perforated, in the case of the OLKS installation, the filter shank is lowered into the productive part of the upper object, and in the lower At the facility, the well is left open, the well is drilled as a producing well, if it is located in the arched and / or arched and / or sloping parts of the structures that control the oil reservoir, with the introduction of the WEM equipment and the operation of the facilities at different design depressions, preventing premature flooding of the produced products , or as an injection pump, if the well is located in the lower parts of the structures, the equipment is installed and the injection agent is pumped under different design pressures at zhdy object provides optimum throttle response.
Примеры конкретного выполненияCase Studies
Пример 1. Разрабатывают многообъектное нефтяное месторождение со следующими характеристиками.Example 1. Develop a multi-field oil field with the following characteristics.
Верхний объект представлен терригенными породами бобриковского горизонта со следующими характеристиками: глубина 1200 м, толщина продуктивного пласта 3,5 м, пластовая температура 26,3°, пластовое давление 11,7 МПа, пористость 23%, проницаемость 430*10-3 мкм2, нефтенасыщенность 83%, вязкость нефти 32 мПа*с, плотность нефти 894 кг/м3.The upper object is represented by terrigenous rocks of the Bobrikov horizon with the following characteristics: depth 1200 m, reservoir thickness 3.5 m, reservoir temperature 26.3 °, reservoir pressure 11.7 MPa, porosity 23%, permeability 430 * 10 -3 μm 2 , oil saturation 83%, oil viscosity 32 MPa * s, oil density 894 kg / m 3 .
Нижний объект представлен карбонатными породами турнейского яруса со следующими характеристиками: глубина 1120 м, толщина продуктивного пласта 3,5 м, пластовая температура 27°, пластовое давление 11,0 МПа, пористость 23%, проницаемость 420*10-3 мкм2, нефтенасыщенность 83%, вязкость нефти 29 мПа*с, плотность нефти 893 кг/м3.The lower object is represented by carbonate rocks of the Tournaisian stage with the following characteristics: depth 1120 m, reservoir thickness 3.5 m, reservoir temperature 27 °, reservoir pressure 11.0 MPa, porosity 23%, permeability 420 * 10 -3 μm 2 , oil saturation 83 %, oil viscosity 29 MPa * s, oil density 893 kg / m 3 .
Участок верхнего объекта разбуривают редкой сеткой вертикальных и наклонно-направленных скважин с плотностью сетки 32 га/скв. (фиг.1 и 2). На фиг.1 представлен разрез выбранного участка, где показаны: толщины вскрываемых объектов и перемычки между ними - h, длина скважины в пределах объектов, зенитные углы пересечения объекта бобриковского горизонта - 84°, объекта турнейского яруса с выходом за 20 м на 90°, стратиграфическая принадлежность перемычки - глины малиновского надгоризонта, место установки башмака колонны, протяженность открытого ствола в нижнем объекте - 60 м.A section of the upper object is drilled with a rare grid of vertical and directional wells with a grid density of 32 ha / well. (figures 1 and 2). Figure 1 presents a section of the selected area, which shows: the thickness of the objects being opened and the lintels between them - h, the length of the well within the objects, the zenith angles of the intersection of the Bobrikov horizon - 84 °, the object of the Tournaisian tier with an exit beyond 20 m by 90 °, stratigraphic affiliation of the bridge - clay of the Raspberry over-horizon, place of installation of the shoe of the column, the length of the open trunk in the lower object is 60 m.
Осуществляют добычу нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Производят замеры добычи нефти, воды и закачиваемого вытесняющего агента, гидродинамические исследования. Строят структурные карты по кровле верхнего и нижнего объектов и карты нефтенасыщенных толщин верхнего объекта - залежи нефти бобриковского горизонта и нижнего объекта - залежи нефти в карбонатных коллекторах турнейского яруса, составляют схемы корреляции разрезов пробуренных скважин. Выделяют участок в верхнем объекте с нефтенасыщенными толщинами более 2 м в терригенных коллекторах бобриковского горизонта и определяют нефтенасыщенную толщину нижнего объекта турнейского яруса. Она оказалась равной 3,5 м с подстиланием ее плотными породами толщиной 3 м, ниже которых залегает карбонатный коллектор с остаточным нефтенасыщением. Объекты разделены по разрезу глинами малиновского надгоризонта толщиной, в среднем равной 2,8 м по вертикали. Размещают проектный фонд вертикальных и горизонтальных скважин в пределах рентабельной, экономически обоснованной толщины пласта, при которой разработка имеет положительные экономические показатели - рентабельной изопахиты, т.е. 2 м. На нижнем турнейском объекте отмечают скважины верхнего объекта, по которым толщина карбонатного коллектора составила 3 и более м. Проектные горизонтальные скважины на верхний объект эксплуатации выполняют ту же роль, что и на нижнем объекте. Осуществляют бурение горизонтальной скважины в прикупольной части структуры, контролирующей залежь нефти, с входом в верхний продуктивный объект бобриковского горизонта в проектной точке в следующей последовательности, проходят до подошвы верхнего продуктивного объекта 40 м под зенитным углом 84°, проходят на стабилизации, т.е. без изменения зенитного угла, перемычку между объектами, сложенную неустойчивыми аргиллитами, и входят в нижний объект на 11 м по стволу, обсаживают скважину колонной с установкой башмака колонны в 11 м по стволу от кровли нижнего продуктивного объекта карбонатных пород турнейского яруса, производят изоляцию заколонного пространства, продолжают бурение меньшим диаметром в интервале нижнего продуктивного объекта 60 м с выходом на зенитный угол 89° за 20 м по стволу в средней части пласта на абсолютной отметке выше водонефтяного контакта на 6 м. Контролирующая залежь нефти на 90% приурочена к ловушкам структурного типа, которые приурочены к структурам положительного знака, т.е. поднятиям. В скважине устанавливают ОЛКС - управляемый фильтр с двумя шторками выше и ниже интервала глин, закрывают шторки и изолируют верхний и нижний объекты друг от друга. Спускают эксплуатационную колонну с входом в нижний объект. Ствол в нижнем объекте оставляют открытым, ствол в верхнем объекте перфорируют, устанавливают в скважине оборудование одновременно-раздельной эксплуатации с двумя лифтами. Скважину осваивают в качестве добывающей, эксплуатацию верхнего объекта в терригенных коллекторах бобриковского горизонта осуществляют при депрессии на пласт 7 МПа, а в карбонатных 3 МПа, чтобы не создать преждевременного прорыва вод в карбонатных коллекторах, характеризующихся наличием трещиноватости, с нижезалегающего водоносного коллектора. Производят замеры дебитов и обводненности. Дебит нефти по терригенным коллекторам бобриковского горизонта составил 15 т/сут безводной нефти при дебите окружающих скважин 5 т/сут, по карбонатным коллекторам турнейского яруса дебит нефти составил 6 т/сут с обводненностью 5% при дебите близко расположенной скважины 2 т/сут и обводненностью 10%. Технологический эффект по среднесуточному дебиту составил: по верхнему объекту 10 т/сут, по нижнему 4 т/сут. Суммарный суточный эффект составил 14 т/сут. За год добыто с учетом падения в среднем 5000 т нефти. Экономия за 10 лет при дополнительной добыче 47,5 тыс. т, при цене на нефть 8,5 тыс. руб., себестоимости (с учетом затрат на бурение и оборудование одновременно-раздельной эксплуатации) 6,2 тыс. руб./т составит:Oil is produced through production wells and the working agent is injected through injection wells. Measure oil, water and injected displacing agent, hydrodynamic studies. Structural maps are constructed for the roofs of the upper and lower objects and maps of oil-saturated thicknesses of the upper object — oil deposits of the Bobrikov horizon and the lower object — oil deposits in the carbonate reservoirs of the Tournaisian stage; they compose correlation schemes for sections of drilled wells. A site is identified in the upper object with oil-saturated thicknesses of more than 2 m in terrigenous reservoirs of the Bobrikov horizon and the oil-saturated thickness of the lower object of the Tournaisian layer is determined. It turned out to be equal to 3.5 m with underlying it with
Э=(Ц-С)·ΔQн=(8,5-6,2)·47,5=109,25 млн руб.,E = (C-C) · Δ Qн = (8.5-6.2) · 47.5 = 109.25 million rubles,
где ΔQн - дополнительная добыча нефти, тыс. т,where Δ Qн - additional oil production, thousand tons,
Ц - цена нефти, тыс. руб./т,C - the price of oil, thousand rubles / t,
С - себестоимость добычи одной тонны нефти, тыс. руб./тонну с учетом затрат на оборудование одновременно-раздельной эксплуатации.C - the cost of production of one ton of oil, thousand rubles / ton, taking into account the cost of equipment for simultaneous and separate operation.
Пример 2. Выполняют, как пример 1. Участок разбуривают редкой сеткой вертикальных и наклонно-направленных скважин, осуществляют их обустройство (фиг.1, 3). На фиг.3 представлен разрез выбранного участка, где показаны: толщины вскрываемых объектов и перемычки между ними - h, длина скважины в пределах объектов, зенитные углы пересечения объектов - 84°, объектов - бобриковский горизонт и турнейский ярус, стратиграфическая принадлежность перемычки - глины малиновского надгоризонта, место установки башмака колонны, протяженность открытого ствола в нижнем объекте - 60 м с выходом на зенитный угол 90° и длина фильтра в верхнем объекте - 45 м.Example 2. Perform, as example 1. The site is drilled with a rare grid of vertical and directional wells, carry out their arrangement (Fig.1, 3). Figure 3 presents a section of the selected area, which shows: the thickness of the opened objects and the bridge between them - h, the length of the well within the objects, the zenith angle of the intersection of the objects is 84 °, the objects are the Bobrikov horizon and the Tournaisian layer, the stratigraphic affiliation of the bridge - Malinovsky clay over the horizon, the place of installation of the shoe of the column, the length of the open trunk in the lower object is 60 m with access to the zenith angle of 90 ° and the filter length in the upper object is 45 m.
Осуществляют добычу нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Производят замеры добычи нефти, воды и закачиваемого рабочего агента, гидродинамические исследования. Строят структурные карты по кровле верхнего и нижнего объектов и карты нефтенасыщенных толщин верхнего объекта - залежи нефти бобриковского горизонта и нижнего объекта - залежи нефти в карбонатных коллекторах турнейского яруса, составляют схемы корреляции разрезов пробуренных скважин. Выделяют участок в верхнем объекте с нефтенасыщенными толщинами более 2 м в терригенных коллекторах бобриковского горизонта и определяют нефтенасыщенную толщину нижнего объекта турнейского яруса. Она оказалась равной 3,5 метрам с подстиланием ее плотными породами толщиной 3 м, ниже которых залегает карбонатный коллектор с остаточным нефтенасыщением. Объекты разделены по разрезу глинами елховского горизонта толщиной 2,8 м по вертикали. Размещают проектный фонд вертикальных и горизонтальных скважин в пределах рентабельной изопахиты 2 м по верхнему объекту. На нижнем объекте отмечают скважины верхнего объекта, по которым толщина карбонатного коллектора составила 3 и более м. Проектные горизонтальные скважины на верхний объект эксплуатации выполняют ту же роль, что и на нижнем объекте.Oil is produced through production wells and the working agent is injected through injection wells. Measure oil, water and injected working agent, hydrodynamic studies. Structural maps are constructed for the roofs of the upper and lower objects and maps of oil-saturated thicknesses of the upper object — oil deposits of the Bobrikov horizon and the lower object — oil deposits in the carbonate reservoirs of the Tournaisian stage; they compose correlation schemes for sections of drilled wells. A site is identified in the upper object with oil-saturated thicknesses of more than 2 m in terrigenous reservoirs of the Bobrikov horizon and the oil-saturated thickness of the lower object of the Tournaisian layer is determined. It turned out to be equal to 3.5 meters with its underlying rocks of 3 m thick, below which lies a carbonate reservoir with residual oil saturation. The objects are divided along the section by clays of the Elkhov horizon 2.8 m thick vertically. Place the design fund of vertical and horizontal wells within a cost-effective 2 m isopach along the upper object. Wells of the upper object are noted at the lower object, for which the thickness of the carbonate reservoir was 3 or more meters. Design horizontal wells at the upper exploitation object fulfill the same role as at the lower object.
Осуществляют бурение горизонтальной скважины в прикупольной части структуры, контролирующей залежь нефти, с входом в верхний продуктивный объект бобриковского горизонта в проектной точке на 10 м по стволу, спускают и устанавливают башмак колонны только на 10 м по стволу от кровли верхнего продуктивного объекта, изолируют колонну, продолжают бурение меньшим диаметром до подошвы верхнего продуктивного объекта 30 м под зенитным углом 82°, проходят на стабилизации перемычку между объектами, сложенную неустойчивыми аргиллитами, и входят в нижний объект на 10 м по стволу, изолируют неустойчивый интервал глин оборудованием локального крепления скважин (ОЛКС) с перекрытием ствола скважины не менее пяти метров выше и ниже интервала глин, продолжают бурение в интервале нижнего продуктивного объекта на 50 м с выходом на зенитный угол 88° за 20 м по стволу в средней части пласта на абсолютной отметке выше водонефтяного контакта на 6 м. Устанавливают управляемый фильтр с двумя шторками выше и ниже интервала глин, закрывают обе шторки, что надежно изолировало верхний и нижний объекты друг от друга. Спускают в интервал верхнего объекта фильтр-хвостовик, ствол в интервале нижнего объекта оставляют открытым. Устанавливают в скважине оборудование ОРЭ с двумя лифтами. Скважину освоили в качестве добывающей, эксплуатацию верхнего объекта в терригенных коллекторах бобриковского горизонта осуществляют при депрессии на пласт 7 МПа при забойном давлении выше давления насыщения, а в карбонатах турнейского яруса 3 МПа, чтобы не создать преждевременного прорыва вод в карбонатных коллекторах, характеризующихся наличием трещиноватости, с нижезалегающего водоносного коллектора. Произвели замеры дебитов и обводненности. Дебит нефти по терригенным коллекторам бобриковского горизонта составил 15 т/сут безводной нефти при дебите окружающих ВС 5 т/сут, по карбонатам турнейского яруса дебит нефти составил 6 т/сут с обводненностью 5% при дебите близко расположенной ВС 2 т/сут и обводненностью 10%. Технологический эффект по среднесуточному дебиту составил: по верхнему объекту 10 т/сут, по нижнему 4 т/сут. Суммарный суточный эффект составил 14 т/сут. За год будет добыто с учетом падения в среднем 5000 т нефти. Экономия за 10 лет при дополнительной добычи 47,5 тыс. т, цене на нефть 8,5 тыс. руб., себестоимости (с учетом экономии на бурение самостоятельных скважин на каждый из объектов, установку ОЛКС и управляемого фильтра, оборудование одновременно-раздельной эксплуатации) 3,3 тыс. руб./тонну составит:A horizontal well is drilled in the domed part of the structure that controls the oil deposit, with the entrance to the upper productive object of the Bobrikov horizon at the design point 10 m along the trunk, the column shoe is lowered and set only 10 m along the trunk from the roof of the upper productive object, the column is isolated, continue drilling with a smaller diameter to the sole of the upper productive object 30 m at an zenith angle of 82 °, pass through the stabilization bar between objects, composed of unstable mudstones, and enter the lower 10 m along the wellbore, isolate the unstable clay interval with local well attachment equipment (OLS) with a wellbore overlap of at least five meters above and below the clay interval, continue drilling in the interval of the lower productive object at 50 m with access to the zenith angle of 88 ° 20 m along the borehole in the middle part of the reservoir at an absolute mark above the oil-water contact by 6 m. Install a controlled filter with two shutters above and below the clay interval, close both shutters, which reliably isolated the upper and lower objects from each other friend. Filter shank is lowered into the interval of the upper object, the barrel in the interval of the lower object is left open. Install equipment with two elevators in the well. The well was mastered as a production well, the exploitation of the upper object in the terrigenous reservoirs of the Bobrikov horizon is carried out with a depression of 7 MPa at the bottomhole pressure above the saturation pressure, and in the carbonates of the
Э=(Ц-С)·ΔQн=(8,5-3,3)·247,5=57,0 млн руб.,E = (C-S) · Δ Qn = (8.5-3.3) · 247.5 = 57.0 million rubles.,
где ΔQн - дополнительная добыча нефти, тыс. т,where Δ Qн - additional oil production, thousand tons,
Ц - цена нефти, тыс. руб./т,C - the price of oil, thousand rubles / t,
С - себестоимость добычи одной тонны нефти, тыс. руб./тонну с учетом затрат на оборудование одновременно-раздельной эксплуатации.C - the cost of production of one ton of oil, thousand rubles / ton, taking into account the cost of equipment for simultaneous and separate operation.
Экономия в результате отказа от бурения самостоятельной сетки скважин на нижний объект эксплуатации, и не оставляя запасы нижнего объекта в длительной консервации в ожидании возврата скважин с верхнего объекта, может быть использована при мероприятиях по увеличению коэффициента нефтеизвлечения из карбонатных слабопроницаемых коллекторов турнейского яруса.The savings resulting from the refusal to drill an independent grid of wells to the lower production facility, and without leaving the reserves of the lower facility in long-term conservation in anticipation of the return of wells from the upper facility, can be used in measures to increase the oil recovery factor from carbonate low-permeability reservoirs of the Tournaisian layer.
Пример 3. Выполняют, как пример 1. Осуществляют бурение горизонтальной скважины в прикупольной части структуры, контролирующей залежь нефти, с входом в верхний продуктивный объект бобриковского горизонта в проектной точке в следующей последовательности, проходят до подошвы верхнего продуктивного объекта 70 м под зенитным углом 86°, проходят на стабилизации, т.е. без изменения зенитного угла, перемычку между объектами, сложенную неустойчивыми аргиллитами, и входят в нижний объект на 12 м по стволу, обсаживают скважину колонной с установкой башмака колонны в 12 м по стволу от кровли нижнего продуктивного объекта карбонатных пород турнейского яруса, производят изоляцию заколонного пространства, продолжают бурение меньшим диаметром в интервале нижнего продуктивного объекта 100 м с выходом на зенитный угол 90° за 20 м по стволу в средней части пласта на абсолютной отметке выше водонефтяного контакта на 6 м. Контролирующая залежь нефти на 90% приурочена к ловушкам структурного типа, которые приурочены к структурам положительного знака, т.е. поднятиям. В скважине устанавливают ОЛКС - управляемый фильтр с двумя шторками выше и ниже интервала глин, закрывают шторки и изолируют верхний и нижний объекты друг от друга. Спускают эксплуатационную колонну с входом в нижний объект. Ствол в нижнем объекте оставляют открытым, ствол в верхнем объекте перфорируют, устанавливают в скважине оборудование одновременно-раздельной эксплуатации с двумя лифтами. Скважину осваивают в качестве добывающей, эксплуатацию верхнего объекта в терригенных коллекторах бобриковского горизонта осуществляют при депрессии на пласт 7 МПа, а в карбонатных 3 МПа, чтобы не создать преждевременного прорыва вод в карбонатных коллекторах, характеризующихся наличием трещиноватости, с нижезалегающего водоносного коллектора. Производят замеры дебитов и обводненности.Example 3. Perform, as example 1. Drill a horizontal well in the domed part of the structure that controls the oil reservoir, with the entrance to the upper productive object of the Bobrikov horizon at the design point in the following sequence, pass to the bottom of the upper productive object 70 m at an anti-aircraft angle of 86 ° pass on stabilization, i.e. without changing the zenith angle, the jumper between the objects, made up of unstable mudstones, enters the lower object 12 m along the trunk, casing the well with a column with the shoe of the column 12 m along the trunk from the roof of the lower productive object of carbonate rocks of the Tournaisian layer, isolating the annulus continue drilling with a smaller diameter in the interval of the lower productive object 100 m with access to the zenith angle of 90 ° for 20 m along the trunk in the middle part of the reservoir at an absolute mark above the oil-water contact by 6 . Controlling oil pool 90% timed to trap the structural type, which are confined to the structures of the positive sign, i.e., ups. An OLKS is installed in the well - a controlled filter with two shutters above and below the clay interval, the shutters are closed and the upper and lower objects are isolated from each other. Lower the production casing with the entrance to the lower object. The well in the lower object is left open, the well in the upper object is perforated, equipment for simultaneous and separate operation with two elevators is installed in the well. The well is developed as a production well, the exploitation of the upper object in the terrigenous reservoirs of the Bobrikov horizon is carried out with a depression of 7 MPa in the reservoir, and in the carbonate reservoirs of 3 MPa, so as not to create a premature breakthrough of water in carbonate reservoirs characterized by the presence of fractures from the underlying aquifer. Measure flow rates and water cut.
Эффективность разработки аналогична примеру 1.The development efficiency is similar to example 1.
Пример 4. Выполняют, как пример 1. Участок разбуривают редкой сеткой вертикальных и наклонно-направленных скважин, осуществляют их обустройство (фиг.1, 3). На фиг.3 представлен разрез выбранного участка, где показаны: толщины вскрываемых объектов и перемычки между ними - h, длина скважины в пределах объектов, зенитные углы пересечения объектов - 84°, объектов - бобриковский горизонт и турнейский ярус, стратиграфическая принадлежность перемычки - глины малиновского надгоризонта, место установки башмака колонны, протяженность открытого ствола в нижнем объекте - 60 м с выходом на зенитный угол 90° и длина фильтра в верхнем объекте - 45 м.Example 4. Perform, as example 1. The site is drilled with a rare grid of vertical and directional wells, carry out their arrangement (Fig.1, 3). Figure 3 presents a section of the selected area, which shows: the thickness of the opened objects and the bridge between them - h, the length of the well within the objects, the zenith angle of the intersection of the objects is 84 °, the objects are the Bobrikov horizon and the Tournaisian layer, the stratigraphic affiliation of the bridge - Malinovsky clay over the horizon, the place of installation of the shoe of the column, the length of the open trunk in the lower object is 60 m with access to the zenith angle of 90 ° and the filter length in the upper object is 45 m.
Осуществляют добычу нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Производят замеры добычи нефти, воды и закачиваемого рабочего агента, гидродинамические исследования. Строят структурные карты по кровле верхнего и нижнего объектов и карты нефтенасыщенных толщин верхнего объекта - залежи нефти бобриковского горизонта и нижнего объекта - залежи нефти в карбонатных коллекторах турнейского яруса, составляют схемы корреляции разрезов пробуренных скважин. Выделяют участок в верхнем объекте с нефтенасыщенными толщинами более двух метров в терригенных коллекторах бобриковского горизонта и определяют нефтенасыщенную толщину нижнего объекта турнейского яруса. Она оказалась равной 3,5 м с подстиланием ее плотными породами толщиной 3 м, ниже которых залегает карбонатный коллектор с остаточным нефтенасыщением. Объекты разделены по разрезу глинами елховского горизонта толщиной 2,8 м по вертикали. Размещают проектный фонд вертикальных и горизонтальных скважин в пределах рентабельной изопахиты 2 м по верхнему объекту. На нижнем объекте отмечают скважины верхнего объекта, по которым толщина карбонатного коллектора составила 3 и более м. Проектные горизонтальные скважины на верхний объект эксплуатации выполняют ту же роль, что и на нижнем объекте. Скважину бурят в пониженной крыльевой части структуры, контролирующей залежь нефти, с входом в верхний продуктивный объект бобриковского горизонта в проектной точке на 11 м по стволу, спускают и устанавливают башмак колонны только на 11 м по стволу от кровли верхнего продуктивного объекта, изолируют колонну, продолжают бурение меньшим диаметром до подошвы верхнего продуктивного объекта 40 м под зенитным углом 84°, проходят на стабилизации перемычку между объектами, сложенную неустойчивыми аргиллитами, и входят в нижний объект на 11 м по стволу, изолируют неустойчивый интервал глин оборудованием локального крепления скважин (ОЛКС) с перекрытием ствола скважины не менее 5 м выше и ниже интервала глин, продолжают бурение в интервале нижнего продуктивного объекта 60 м с выходом на зенитный угол 88-90° за 20 м по стволу в средней части пласта на абсолютной отметке выше водонефтяного контакта на 6 м. Устанавливают управляемый фильтр с двумя шторками выше и ниже интервала глин, закрывают обе шторки, что надежно изолировало верхний и нижний объекты друг от друга. Спускают в интервал верхнего объекта фильтр-хвостовик, ствол в интервале нижнего объекта оставляют открытым. Устанавливают в скважине оборудование ОРЗ с двумя лифтами. Скважину освоили в качестве нагнетательной, нагнетание по верхнему объекту в терригенные коллекторы бобриковского горизонта осуществляют при давлении 7,0 МПа, а в карбонатах турнейского яруса 15,0 МПа. Записывают профили приемистости по нагнетательной скважине и замеры дебитов и обводненности по ближайшим добывающим скважинам. Дебит нефти по терригенным коллекторам бобриковского горизонта на седьмой месяц эксплуатации увеличился с 5 до 15 т/сут безводной нефти, по карбонатам турнейского яруса дебит нефти увеличился с 2 до 6 т/сут с обводненностью 5%. Технологический эффект по среднесуточному дебиту составил: по верхнему объекту 10 т/сут, по нижнему 4 т/сут. Суммарный суточный эффект составил 14 т/сут. За год будет добыто с учетом падения в среднем 5000 т нефти. Экономия за 10 лет при дополнительной добычи 47,5 тыс. т, цене на нефть 8,5 тыс. руб., себестоимости (с учетом экономии на бурение самостоятельных скважин на каждый из объектов, установку ОЛКС и управляемого фильтра, оборудование одновременно-раздельной эксплуатации) 3,3 тыс. руб./т составит:Oil is produced through production wells and the working agent is injected through injection wells. Measure oil, water and injected working agent, hydrodynamic studies. Structural maps are constructed for the roofs of the upper and lower objects and maps of oil-saturated thicknesses of the upper object — oil deposits of the Bobrikov horizon and the lower object — oil deposits in the carbonate reservoirs of the Tournaisian stage; they compose correlation schemes for sections of drilled wells. A site is identified in the upper object with oil-saturated thicknesses of more than two meters in the terrigenous reservoirs of the Bobrikov horizon and the oil-saturated thickness of the lower object of the Tournaisian layer is determined. It turned out to be equal to 3.5 m with underlying it with
Э=(Ц-С)·ΔQн=(8,5-3,3)·247,5=57,0 млн. руб.,E = (C-C) · Δ Qn = (8.5-3.3) · 247.5 = 57.0 million rubles,
где ΔQн - дополнительная добыча нефти, тыс. т,where Δ Qн - additional oil production, thousand tons,
Ц - цена нефти, тыс. руб./т,C - the price of oil, thousand rubles / t,
С - себестоимость добычи одной тонны нефти, тыс. руб./тонну с учетом затрат на оборудование одновременно-раздельной эксплуатации.C - the cost of production of one ton of oil, thousand rubles / ton, taking into account the cost of equipment for simultaneous and separate operation.
Экономия в результате отказа от бурения самостоятельной сетки скважин на нижний объект эксплуатации, и не оставляя запасы нижнего объекта в длительной консервации в ожидании возврата скважин с верхнего объекта, может быть использована при мероприятиях по увеличению коэффициента нефтеизвлечения из карбонатных слабопроницаемых коллекторов турнейского яруса.The savings resulting from the refusal to drill an independent grid of wells to the lower production facility, and without leaving the reserves of the lower facility in long-term conservation in anticipation of the return of wells from the upper facility, can be used in measures to increase the oil recovery factor from carbonate low-permeability reservoirs of the Tournaisian layer.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу нефтяного месторождения.The application of the proposed method will improve oil recovery of the oil field.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011143607/03A RU2459935C1 (en) | 2011-10-31 | 2011-10-31 | Multi-site oil deposit development method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011143607/03A RU2459935C1 (en) | 2011-10-31 | 2011-10-31 | Multi-site oil deposit development method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2459935C1 true RU2459935C1 (en) | 2012-08-27 |
Family
ID=46937823
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011143607/03A RU2459935C1 (en) | 2011-10-31 | 2011-10-31 | Multi-site oil deposit development method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2459935C1 (en) |
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2505667C1 (en) * | 2012-09-03 | 2014-01-27 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина" | Method of multilay field development |
| RU2528306C1 (en) * | 2013-11-18 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method for two production facilities of multilayer oil deposit |
| RU2527957C1 (en) * | 2013-11-18 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method for four production facilities of multilayer oil deposit |
| RU2530005C1 (en) * | 2013-06-26 | 2014-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Multipay oil deposit development method |
| RU2531226C1 (en) * | 2013-10-04 | 2014-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Multilayer oil deposit development method |
| RU2535577C1 (en) * | 2013-08-29 | 2014-12-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Increasing of well infill drilling efficiency |
| CN105089612A (en) * | 2014-05-04 | 2015-11-25 | 中国石油化工股份有限公司 | Determining method for distance of well-drain and length of pressure break of low penetration oil reservoir artificial fracture |
| RU2652240C1 (en) * | 2017-03-16 | 2018-04-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of developing two objects of different stratigraphic accessories |
| RU2696690C1 (en) * | 2018-06-01 | 2019-08-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of multi-object oil deposit (versions) |
| RU2713014C1 (en) * | 2019-03-04 | 2020-02-03 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Development method of ultraviscous oil deposit by wells with "smart" perforation |
| RU2731973C1 (en) * | 2020-05-25 | 2020-09-09 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposits by radial well netting |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4718485A (en) * | 1986-10-02 | 1988-01-12 | Texaco Inc. | Patterns having horizontal and vertical wells |
| US5325924A (en) * | 1992-08-07 | 1994-07-05 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for locating and re-entering one or more horizontal wells using mandrel means |
| RU2024740C1 (en) * | 1991-07-22 | 1994-12-15 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method for development of heterogeneous multilayer oil field |
| RU2101477C1 (en) * | 1997-05-16 | 1998-01-10 | Закрытое акционерное общество "Нефтетехсервис" | Method for development of multiple bed oil deposit |
| RU2211311C2 (en) * | 2001-01-15 | 2003-08-27 | ООО Научно-исследовательский институт "СибГеоТех" | Method of simultaneous-separate development of several productive formations and well unit for method embodiment |
| RU2213857C2 (en) * | 2001-09-24 | 2003-10-10 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Method of oil deposit development |
| RU2295632C1 (en) * | 2006-03-13 | 2007-03-20 | Закрытое акционерное общество научно-производственное предприятие ЗАО НПП "СибБурМаш" | Method for well drilling and development of multihorizon hydrocarbon field characterized by non-uniform geological conditions of productive bed attitudes |
| RU2438008C1 (en) * | 2010-09-03 | 2011-12-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Procedure for simultaneous operation of several objects in producer and device for its implementation |
-
2011
- 2011-10-31 RU RU2011143607/03A patent/RU2459935C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4718485A (en) * | 1986-10-02 | 1988-01-12 | Texaco Inc. | Patterns having horizontal and vertical wells |
| RU2024740C1 (en) * | 1991-07-22 | 1994-12-15 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method for development of heterogeneous multilayer oil field |
| US5325924A (en) * | 1992-08-07 | 1994-07-05 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for locating and re-entering one or more horizontal wells using mandrel means |
| RU2101477C1 (en) * | 1997-05-16 | 1998-01-10 | Закрытое акционерное общество "Нефтетехсервис" | Method for development of multiple bed oil deposit |
| RU2211311C2 (en) * | 2001-01-15 | 2003-08-27 | ООО Научно-исследовательский институт "СибГеоТех" | Method of simultaneous-separate development of several productive formations and well unit for method embodiment |
| RU2213857C2 (en) * | 2001-09-24 | 2003-10-10 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Method of oil deposit development |
| RU2295632C1 (en) * | 2006-03-13 | 2007-03-20 | Закрытое акционерное общество научно-производственное предприятие ЗАО НПП "СибБурМаш" | Method for well drilling and development of multihorizon hydrocarbon field characterized by non-uniform geological conditions of productive bed attitudes |
| RU2438008C1 (en) * | 2010-09-03 | 2011-12-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Procedure for simultaneous operation of several objects in producer and device for its implementation |
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2505667C1 (en) * | 2012-09-03 | 2014-01-27 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина" | Method of multilay field development |
| RU2530005C1 (en) * | 2013-06-26 | 2014-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Multipay oil deposit development method |
| RU2535577C1 (en) * | 2013-08-29 | 2014-12-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Increasing of well infill drilling efficiency |
| RU2531226C1 (en) * | 2013-10-04 | 2014-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Multilayer oil deposit development method |
| RU2528306C1 (en) * | 2013-11-18 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method for two production facilities of multilayer oil deposit |
| RU2527957C1 (en) * | 2013-11-18 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method for four production facilities of multilayer oil deposit |
| CN105089612A (en) * | 2014-05-04 | 2015-11-25 | 中国石油化工股份有限公司 | Determining method for distance of well-drain and length of pressure break of low penetration oil reservoir artificial fracture |
| RU2652240C1 (en) * | 2017-03-16 | 2018-04-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of developing two objects of different stratigraphic accessories |
| RU2696690C1 (en) * | 2018-06-01 | 2019-08-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of multi-object oil deposit (versions) |
| RU2713014C1 (en) * | 2019-03-04 | 2020-02-03 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Development method of ultraviscous oil deposit by wells with "smart" perforation |
| RU2731973C1 (en) * | 2020-05-25 | 2020-09-09 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposits by radial well netting |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2459935C1 (en) | Multi-site oil deposit development method | |
| RU2382183C1 (en) | Multi zone oil reservoir at late stage with unstable cover formation and non-homogeneous collector development method | |
| RU2339801C2 (en) | Method for development of multi-horizon non-uniform oil fields by means of branched horizontal wells | |
| RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
| RU2459934C1 (en) | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit | |
| RU2526430C1 (en) | Development of low-permeability oil pools by horizontal wells with maintenance of seam pressure | |
| RU2336414C1 (en) | Method to develop isolated lithologically screened oil-saturated lense | |
| RU2567918C1 (en) | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit | |
| RU2305758C1 (en) | Method for oil field development | |
| RU2387815C1 (en) | Method to develop oil accumulation in laminar carbonate reservoirs | |
| RU2474678C1 (en) | Development method of oil deposit with horizontal wells | |
| RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
| RU2386795C1 (en) | Development method of oil field with water-oil zones | |
| RU2431038C1 (en) | Procedure for development of deposit of oil in layerd reservoirs | |
| RU2514046C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2443855C1 (en) | Development method of oil deposit with layer-by-layer heterogeneity | |
| RU2578090C1 (en) | Method of developing oil deposits | |
| RU2097536C1 (en) | Method of developing irregular multiple-zone oil deposit | |
| RU2282023C1 (en) | Development method for oil deposit having oil-water zones | |
| RU2382166C1 (en) | Method of drilling-in | |
| RU2536523C1 (en) | Development of multi-zone gas field | |
| RU2485297C1 (en) | Development method of oil deposits by means of well interconnected through productive formation | |
| RU2447272C1 (en) | Method of massive deposit development | |
| RU2290498C1 (en) | Method for extracting oil deposit in heterogeneous collector of low thickness | |
| RU2170340C1 (en) | Process of exploitation of oil field |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20181101 |