RU2493362C1 - Method of oil filed development - Google Patents
Method of oil filed development Download PDFInfo
- Publication number
- RU2493362C1 RU2493362C1 RU2012139853/03A RU2012139853A RU2493362C1 RU 2493362 C1 RU2493362 C1 RU 2493362C1 RU 2012139853/03 A RU2012139853/03 A RU 2012139853/03A RU 2012139853 A RU2012139853 A RU 2012139853A RU 2493362 C1 RU2493362 C1 RU 2493362C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- formations
- wells
- development
- reservoir
- Prior art date
Links
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of oil deposits.
Известен способ размещения скважин по спектрально-временным параметрам нефтегазопродуктивных типов геологического разреза, согласно которому проводят бурение скважин с отбором керна, электрический, радиоактивный, акустический, сейсмический каротаж, испытание скважин, исследование керна, сейсморазведочные работы МОГТ и суждение по полученным данным о нефтегазопродуктивных, иных типах геологического разреза исследуемого объекта. Местоположение выявленных типов разреза определяют на картах по изолиниям равных значений спектрально-временных параметров, представляющих собой произведение удельных по частоте и времени спектральных плотностей энергетического частотного и временного спектров на максимальные частоту и время, либо на средневзвешенные значения частоты и времени, а также отношение энергии высоких частот и больших времен к энергии низких частот и малых времен сейсмической записи. Скважины размещают по принципу максимальных, эффективных продуктивных объемов на изолиниях спектрально-временных параметров, соответствующих нефтегазопродуктивным типам геологического разреза, в доверительном интервале, равном ±0,5 сечения карт (патент РФ №2205435, опубл. 27.05.2003).There is a method of placing wells according to the spectral-temporal parameters of oil and gas productive types of geological sections, according to which wells are drilled with coring, electrical, radioactive, acoustic, seismic logging, well testing, core research, seismic surveys of MOGT and judging by the data obtained on oil and gas, other types of geological section of the investigated object. The location of the identified section types is determined on maps by contours of equal values of spectral-temporal parameters, which are the product of the specific frequency and time spectral densities of the energy frequency and time spectra by the maximum frequency and time, or by the weighted average values of frequency and time, as well as the ratio of high energy frequencies and large times to the energy of low frequencies and small times of seismic recording. Wells are placed according to the principle of maximum, effective productive volumes on contours of spectral-temporal parameters corresponding to oil and gas productive types of a geological section, in a confidence interval of ± 0.5 map sections (RF patent No. 2205435, publ. 05.27.2003).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки способ разработки нефтяных или нефтегазоконденсатных месторождений на поздней стадии, включающий отбор продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, каротажные исследования скважин, анализы керна и пластовых флюидов, анализ данных по эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин, построение геолого-гидродинамической модели разработки продуктивных отложений, выявление участков с остаточной насыщенностью продуктивных отложений, составление мероприятий по их доизвлечению и прогноз показателей добычи продукции на геолого-гидродинамической модели, последующую разработку месторождения в соответствии сданными геолого-гидродинамической модели. Дополнительно проводят сейсмические исследования месторождения, каротажные исследования проводят на действующих скважинах с охватом 20-25% существующего фонда скважин, определяют текущие значения пористости, проницаемости, положения водонефтяного контакта, газонефтяного контакта и остаточную нефтегазоконденсатонасыщенность пластов. Бурят новые скважины или забуривают боковые стволы с отбором керна в объеме 0,5-1,5% существующего фонда скважин и производят определение свойств продуктивных пластов по керну. Проводят отбор глубинных проб флюида на 3-5% действующего фонда скважин и их комплексный анализ. Проводят термогидродинамические исследования скважин с охватом не менее 60% действующего фонда. Создают базу данных по текущим параметрам на поздней стадии разработки пластов и строят геолого-гидродинамическую модель текущего состояния разработки месторождения, учитывающую техногенные изменения объекта с ее помесячной адаптацией по показателям эксплуатации скважин за последние 1-3 года. Устанавливают состояние, объемы и распределение техногенно измененных запасов углеводородов месторождения. Рассчитывают различные варианты разработки на прогноз с учетом сложившихся гидротермодинамических условий, характеристик пластов и насыщающих флюидов и реализуют на месторождении наиболее эффективный из них (патент РФ №2346148, опубл. 10.02.2009 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a development method for the development of oil or oil and gas condensate fields at a late stage, including the selection of products through production wells, pumping a working agent through injection wells, well logging, core analysis and formation fluids, analysis of production data and injection wells, the construction of a geological and hydrodynamic model for the development of productive deposits, the identification of areas with Noah saturation productive deposits, preparation activities for their additional extraction and forecast performance products production on geological and hydrodynamic model, the subsequent development of the field in accordance hire geological and hydrodynamic models. Additionally, seismic studies of the field are carried out, logging studies are carried out on existing wells with a coverage of 20-25% of the existing well stock, current values of porosity, permeability, water-oil contact position, gas-oil contact and residual oil and gas condensate saturation are determined. New wells are drilled or sidetracks are drilled with coring in the amount of 0.5-1.5% of the existing well stock and the properties of the productive formations are determined by core. Depth fluid sampling is carried out for 3-5% of the existing well stock and their complex analysis. Thermohydrodynamic studies of wells are carried out with coverage of at least 60% of the existing fund. Create a database of current parameters at a late stage of reservoir development and build a geological and hydrodynamic model of the current state of field development, taking into account the technogenic changes in the facility with its monthly adaptation in terms of well operation over the past 1-3 years. Establish the condition, volume and distribution of technologically altered hydrocarbon reserves of the field. Various development options for the forecast are calculated taking into account the prevailing hydrothermodynamic conditions, the characteristics of the reservoirs and saturating fluids, and the most effective of them is implemented in the field (RF patent No. 2346148, published on 02/10/2009 - prototype).
Известные способы направлены на извлечение нефти из однородных пластов и не позволяют разрабатывать сложную залежь с достижением высокой нефтеотдачи.Known methods are aimed at extracting oil from homogeneous formations and do not allow the development of a complex reservoir with the achievement of high oil recovery.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery deposits.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, согласно изобретению уточняют характеристики пластов, для чего по картам текущей нефтенасыщенности пластов или данным сейсморазведочных работ выделяют в межскважинном пространстве по пористости, песчанистости, глинистости и эффективной толщине пласты с одинаковыми в пределах ±20% характеристиками по этим показателям, выявляют появление недренируемых участков, застойных зон и простирание по залежи пластов с одинаковыми характеристиками, которые выделяют в самостоятельные объекты разработки, вносят изменения в модель разработки нефтяной залежи, для чего на выделенные пласты под самостоятельную разработку дополнительно бурят добывающие и нагнетательные скважины или существующие добывающие и нагнетательные скважинына выделенных пластах дополнительно перфорируют, а разработку проводят преимущественно выделенных пластов.The problem is solved by the fact that in the method of developing an oil reservoir, including the selection of oil through production wells and pumping a working agent through injection wells, according to the invention, the characteristics of the reservoirs are clarified, for which, according to the maps of the current oil saturation of the reservoirs or data of seismic exploration, the porosity and sandiness are allocated in the interwell space clay and effective thickness of the reservoir with the same characteristics within ± 20% of these indicators, reveal the appearance of undrained areas, stagnation of zones and stretching along reservoirs of layers with the same characteristics that are distinguished as independent development sites, make changes to the oil reservoir development model, for which production and injection wells are additionally drilled on selected reservoirs for independent development or existing production and injection wells on selected reservoirs are additionally perforated , and the development is carried out mainly allocated layers.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
На начальном этапе разработки месторождения разбуривание залежи обычно производят методом «от известного к неизвестному» согласно проектным документам, которые в большинстве случаев предусматривают строгие геометрические принципы (разрезающие ряды, ячейки, треугольники, квадраты и т.д.). На последующих этапах разработки при необходимости сгущения сетки скважин также применяют либо геометрические принципы, либо информацию из ранее пробуренных скважин. В данных случаях и вначале разработки и в последующем отсутствует информация о площадном распределении фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) в межскважинном пространстве. В условиях резкой латеральной изменчивости геологических свойств пластов-коллекторов (палеорусла, врезы, тектонические и литологические осложнения и т.д.) эффективность бурения резко снижается вследствие вскрытия скважинами продуктивных пластов с низкими или разными ФЕС. То есть существующие системы размещения скважин не позволяют избирательно бурить скважины на тот тип коллектора, который необходим для достижения максимальной нефтеотдачи залежи. В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.At the initial stage of field development, drilling of a deposit is usually carried out using the “from known to unknown” method according to design documents, which in most cases provide for strict geometric principles (cutting rows, cells, triangles, squares, etc.). At subsequent stages of development, if necessary, to thicken the grid of wells, either geometric principles or information from previously drilled wells are also applied. In these cases, both at the beginning of the development and subsequently, there is no information on the areal distribution of filtration-capacitive properties (FES) in the interwell space. Under the conditions of sharp lateral variability in the geological properties of reservoirs (paleorusses, cuts, tectonic and lithological complications, etc.), drilling efficiency is sharply reduced due to the opening of reservoirs with low or different reservoir properties. That is, existing well placement systems do not allow selective drilling of wells for the type of reservoir that is necessary to achieve maximum oil recovery. The proposed method solves the problem of increasing oil recovery deposits. The problem is solved as follows.
При разработке нефтяной залежи ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Уточняют характеристики пластов в межскважинном пространстве по пористости, песчанистости, глинистости и эффективной толщине. Выделяют пласты с одинаковыми в пределах до ±20% характеристиками по этим показателям. Вносят изменения в модель разработки нефтяной залежи и проводят воздействие преимущественно по выделенным пластам.When developing an oil reservoir, oil is taken through production wells and the working agent is injected through injection wells. Clarify the characteristics of the reservoirs in the interwell space by porosity, sandiness, clay content and effective thickness. Formations with the same characteristics up to ± 20% are distinguished according to these indicators. Make changes to the oil reservoir development model and carry out the impact mainly on the allocated strata.
Уточнение характеристик пластов в межскважинном пространстве выполняют с применением сейсморазведочных работ 3D, 4D, а также карт текущей нефтенасыщенности коллекторов, полученным по результатам модельных работ. Строят карты пористости, глинистости, песчаностости и эффективной толщины. В разрезе залежи выделяют пласты, пропластки, участки залежи с показателями пористости, глинистости, песчаностости и эффективной толщины, отличающимися друг от друга не более, чем на±20%. Выявляют простирание по залежи выделенных пластов. Данные о таких пластах вносят в модель разработки нефтяной залежи с заданием воздействия преимущественно по этим пластам. Проводят воздействие на такие пласты размещением вновь бурящихся добывающих и нагнетательных вертикальных и горизонтальных скважин или подключением к воздействию на такие пласты пробуренных скважин соответствующей перфорацией скважин и организации отбора и закачки в пласты.Refinement of reservoir characteristics in the interwell space is carried out using 3D, 4D seismic surveys, as well as maps of the current oil saturation of the reservoirs obtained from the results of model work. Maps of porosity, clay, sandiness and effective thickness are built. In the context of the deposit, strata, layers, deposits are distinguished with indicators of porosity, clay, sandiness and effective thickness that differ from each other by no more than ± 20%. The strike along the deposits of the identified strata is revealed. Data on such formations is entered into the oil reservoir development model with the task of exposure mainly for these formations. Such formations are exposed by placing newly drilled production and injection vertical and horizontal wells or by connecting drilled wells to the action of such formations by appropriate hole perforation and organization of selection and injection into the formations.
Воздействие на однородные пласты приводит к наиболее полному извлечению нефти из таких пластов. Поскольку в основном в залежи имеет место горизонтальная проницаемость, то рабочий агент от нагнетательных скважин, будучи закачан в такой пласт, вытесняет нефть преимущественно из этого пласта, а при наличии отбора нефти из этого пласта вытеснение нефти становится наиболее полным. Нефтеотдача залежи увеличивается.Impact on homogeneous formations leads to the most complete recovery of oil from such formations. Since horizontal permeability takes place mainly in the reservoir, the working agent from injection wells, being pumped into such a formation, displaces oil mainly from this formation, and in the presence of oil extraction from this formation, oil displacement becomes the most complete. Oil recovery increases.
Интервал до ±20% выбран из практики разработки однородных пластов. Так при наличии в залежи пористости в пределах от 5 до 50%, выбирают пласты с пористостью 5, 6, 7% и объединяют их в объект воздействия. Интервал 6±1% пористости соответствует интервалу ±20%. Выбранный интервал пластов разрабатывают заводнением как самостоятельный объект разработки. Далее выбирают следующий интервал, например, 20, 21, 22, 23, 24% пористости. Интервал 22±2% пористости укладывается в заявленный интервал до ±20%.An interval of up to ± 20% is selected from the practice of developing homogeneous formations. So, if there is porosity in the deposit in the range from 5 to 50%, formations with porosity of 5, 6, 7% are selected and combined into an object of influence. An interval of 6 ± 1% porosity corresponds to an interval of ± 20%. The selected interval of the layers is developed by water flooding as an independent object of development. Next, choose the following interval, for example, 20, 21, 22, 23, 24% porosity. The range of 22 ± 2% porosity fits within the stated range of up to ± 20%.
Аналогично подбирают пласты по песчаностости, глинистости и эффективной толщине. Пласт, соответствующий всем четырем показателям с интервалом свойств до ±20%. т.е. по пористости, песчаностости, глинистости и эффективной толщине, выделяют в самостоятельный объект разработки. Прослеживают расположение в залежи пласта с выбранными показателями и организуют воздействие на него как на самостоятельный объект разработки.Similarly, formations are selected for sandiness, clay content and effective thickness. A formation corresponding to all four indicators with an interval of properties of up to ± 20%. those. by porosity, sandiness, clay content and effective thickness, they are distinguished as an independent development object. They track the location in the reservoir with the selected indicators and organize the impact on it as an independent development object.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1250 м, пластовая температура 23°C, начальное пластовое давление 12 МПа, пористость 5-33%, проницаемость 10-30 мД, нефтенасыщенность 70-75%, песчанистость 0,11-0,95, глинистость 0-10%, эффективная толщина 0,5-20 м. Нефть залежи имеет плотность 0,865 г/см3, вязкость нефти в пластовых условиях 50 мПа·с. Коллектор продуктивных пластов - терригенный. Залежь разрабатывают редкой сеткой скважин с основной сеткой 500×500 м в течение 10 лет. Отбирают нефть через 50 добывающих скважин и закачивают пластовую воду через 15 нагнетательных скважин. Текущая нефтеотдача залежи составляет 10%, средняя обводненность 15%, средний дебит добывающих скважин 10 м2/сут. Текущая нефтеотдача не достигает проектных расчетных значений на 1%. Принято решение провести мероприятия по повышению нефтеотдачи залежи.An oil reservoir is developed with the following characteristics: depth 1250 m, reservoir temperature 23 ° C, initial reservoir pressure 12 MPa, porosity 5-33%, permeability 10-30 mD, oil saturation 70-75%, sandiness 0.11-0.95, clay content of 0-10%, effective thickness of 0.5-20 m. The oil of the reservoir has a density of 0.865 g / cm 3 , the viscosity of oil under reservoir conditions is 50 MPa · s. The reservoir of productive formations is terrigenous. The deposit is developed with a rare grid of wells with a main grid of 500 × 500 m for 10 years. Oil is taken through 50 producing wells and formation water is pumped through 15 injection wells. The current oil recovery of the reservoir is 10%, the average water cut is 15%, and the average production rate is 10 m 2 / day. The current oil recovery does not reach the design estimates by 1%. It was decided to take measures to increase oil recovery.
На залежи проводят сейсмические исследования 3D. За базовые показатели принимают данные пробуренных скважин. С помощью сейсмических исследований через 25 м в двух перпендикулярных направлениях уточняют ФЕС залежи в межскважинном пространстве и на основании исследований строят 4 карты залежи с изолиниями пористости, песчанистости, глинистости и эффективной толщины. Исследования показывают наличие на залежи участков с врезами неколлектора, участков с глинистыми пропластками, участков с резко меняющейся толщиной продуктивного пласта вплоть до нуля. Такие данные на начальном этапе разработки залежи отсутствовали, что привело к ошибочному мнению об однородном продуктивном пласте. Разработка такой такой залежи методом заводнения привела к появлению недренируемых участков и застойных зон.3D seismic surveys are conducted on the deposits. For basic indicators take the data of drilled wells. Using seismic studies, 25 m in two perpendicular directions specify the reservoir properties in the interwell space and, based on the studies, build 4 reservoir maps with isolines of porosity, sandiness, clay content and effective thickness. Studies show the presence on the deposits of areas with incisions of a non-reservoir, areas with clay layers, areas with a sharply changing thickness of the reservoir up to zero. Such data were not available at the initial stage of reservoir development, which led to an erroneous opinion about a homogeneous reservoir. The development of such such a deposit by water flooding has led to the appearance of non-drained areas and stagnant zones.
На основании сейсмических исследований выделяют пласты с одинаковыми в пределах до ±20% характеристиками по показателям коэффициентов пористости, песчанистости, глинистости и эффективной толщины. Так выявлен пласт, простирающийся по залежи на 10 км с показателями коэффициентов пористости в пределах от 18 до 23%, песчанистости в пределах от 0,80 до 0,85, глинистости в пределах от 3 до 5% и эффективной толщины в пределах от 4 до 6 м. Данные о выделенном пласте закладывают в модель разработки и проводят изменение модели разработки залежи. В соответствии с новой моделью 4 существующие добывающие скважины и 3 существующие нагнетательные скважины дополнительно перфорируют в интервале выделенного пласта. Дополнительно в выделенный пласт бурят 3 горизонтальные добывающие скважины и 2 вертикальные нагнетательные скважины. Закачивают рабочий агент - пластовую воду через нагнетательные скважины и отбирают нефть через добывающие скважины.Based on seismic studies, formations with the same characteristics up to ± 20% in terms of the coefficients of porosity, sandiness, clay content and effective thickness are distinguished. Thus, a formation was found that extends over a deposit for 10 km with porosity coefficients ranging from 18 to 23%, sandiness ranging from 0.80 to 0.85, clay content ranging from 3 to 5% and effective thickness ranging from 4 to 6 m. Data on the selected reservoir is laid in the development model and a change in the reservoir development model is carried out. In accordance with the new model 4, existing production wells and 3 existing injection wells are additionally perforated in the interval of the allocated formation. Additionally, 3 horizontal production wells and 2 vertical injection wells are drilled into the selected formation. A working agent is injected - produced water through injection wells and oil is taken through production wells.
В результате через год текущая нефтеотдача достигла проектного значения и составила 11,1%.As a result, a year later, the current oil recovery reached its design value and amounted to 11.1%.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи нефти.The application of the proposed method will improve the recovery of oil deposits.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012139853/03A RU2493362C1 (en) | 2012-09-19 | 2012-09-19 | Method of oil filed development |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012139853/03A RU2493362C1 (en) | 2012-09-19 | 2012-09-19 | Method of oil filed development |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2493362C1 true RU2493362C1 (en) | 2013-09-20 |
Family
ID=49183465
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012139853/03A RU2493362C1 (en) | 2012-09-19 | 2012-09-19 | Method of oil filed development |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2493362C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2527949C1 (en) * | 2013-11-07 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for development of oil deposit with clayey collector |
| RU2554971C1 (en) * | 2014-08-25 | 2015-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of oil field development |
| RU2587661C1 (en) * | 2015-09-24 | 2016-06-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of explored oil deposit |
| RU2611097C1 (en) * | 2015-11-19 | 2017-02-21 | Юлий Андреевич Гуторов | Method of developing oil deposits at late stage of operation |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2123582C1 (en) * | 1998-03-11 | 1998-12-20 | Научно-производственное предприятие "Нефтегеотехнология" | Method for development of complicatedly arranged oil deposit |
| RU2006128689A (en) * | 2006-08-07 | 2008-02-20 | Ассоциаци геолого-геофизических предпри тий по научно-техническому и информационному сотрудничеству "ГЕОИНФОРМТЕХНОЛОГИЯ" (Ассоциаци "ГЕОИНФОРМТЕХНОЛОГИЯ") (RU) | METHOD FOR ESTIMATING CURRENT AND FORECASTING DENSITY OF DISTRIBUTION OF RESIDUAL RESOURCES OF RAW MATERIALS AT ANY STAGE OF DEVELOPMENT OF OIL DEPOSITS WITH TERRIGENOUS TYPE COLLECTORS |
| RU2338059C2 (en) * | 2005-12-05 | 2008-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | Method of development of multibed oil deposits |
| RU2368766C1 (en) * | 2008-05-04 | 2009-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscous oil and bitumen fields with wells with inclined horizontal sections |
| EA015435B1 (en) * | 2005-07-27 | 2011-08-30 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | A method of modeling well technological indices |
| RU2432450C2 (en) * | 2009-11-25 | 2011-10-27 | Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" | Procedure for development of non-uniform massive or multipay gas-oil or oil-gas-condensate field |
-
2012
- 2012-09-19 RU RU2012139853/03A patent/RU2493362C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2123582C1 (en) * | 1998-03-11 | 1998-12-20 | Научно-производственное предприятие "Нефтегеотехнология" | Method for development of complicatedly arranged oil deposit |
| EA015435B1 (en) * | 2005-07-27 | 2011-08-30 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | A method of modeling well technological indices |
| RU2338059C2 (en) * | 2005-12-05 | 2008-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | Method of development of multibed oil deposits |
| RU2006128689A (en) * | 2006-08-07 | 2008-02-20 | Ассоциаци геолого-геофизических предпри тий по научно-техническому и информационному сотрудничеству "ГЕОИНФОРМТЕХНОЛОГИЯ" (Ассоциаци "ГЕОИНФОРМТЕХНОЛОГИЯ") (RU) | METHOD FOR ESTIMATING CURRENT AND FORECASTING DENSITY OF DISTRIBUTION OF RESIDUAL RESOURCES OF RAW MATERIALS AT ANY STAGE OF DEVELOPMENT OF OIL DEPOSITS WITH TERRIGENOUS TYPE COLLECTORS |
| RU2368766C1 (en) * | 2008-05-04 | 2009-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscous oil and bitumen fields with wells with inclined horizontal sections |
| RU2432450C2 (en) * | 2009-11-25 | 2011-10-27 | Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" | Procedure for development of non-uniform massive or multipay gas-oil or oil-gas-condensate field |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| HURST H.E., Long-term storage capasity of reservoirs, Trans. Am. Sos. Civ. Eng., 1951, v.116, p.770-808. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2527949C1 (en) * | 2013-11-07 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for development of oil deposit with clayey collector |
| RU2554971C1 (en) * | 2014-08-25 | 2015-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of oil field development |
| RU2587661C1 (en) * | 2015-09-24 | 2016-06-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of explored oil deposit |
| RU2611097C1 (en) * | 2015-11-19 | 2017-02-21 | Юлий Андреевич Гуторов | Method of developing oil deposits at late stage of operation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN105952427B (en) | A kind of prediction of low-permeability oil deposit water filling induced fractures and evaluation method | |
| CN103472484B (en) | Horizontal well path optimization method based on RS three-dimensional sensitive earthquake attributive analysis | |
| RU2661489C1 (en) | Method of integrating initial data to update filtration structure of non-uniform carbonate reservoirs | |
| CN104453834A (en) | Injection-production relation optimizing and adjusting method for well group | |
| CN104965979A (en) | Tight sandstone effective reservoir identifying method | |
| RU2561420C1 (en) | Hydraulic fracturing technique in two parallel horizontal boreholes | |
| Simpson et al. | Study of stress shadow effects in Eagle Ford shale: Insight from field data analysis | |
| CN105317407A (en) | Development method of untabulated reservoir in extra-high water-cut period | |
| RU2493362C1 (en) | Method of oil filed development | |
| RU2556094C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2587661C1 (en) | Method for development of explored oil deposit | |
| Li | Natural fractures in unconventional shale reservoirs in US and their roles in well completion design and improving hydraulic fracturing stimulation efficiency and production | |
| RU2434124C1 (en) | Procedure for development of oil deposit in carbonate collectors complicated with erosion cut | |
| RU2346148C1 (en) | Method of developing oil or oil-gas condensate minefields at late stage | |
| Basu et al. | Eagle Ford reservoir characterization from multisource data integration | |
| Schmitz et al. | An integrated approach to development optimization in seven generations' Kakwa liquids rich Montney play | |
| RU2546704C1 (en) | Less explored oil deposit development method | |
| RU2526037C1 (en) | Development of fractured reservoirs | |
| RU2441145C1 (en) | Method of developing oil deposit with several oil accumulations located one above another | |
| RU2733869C1 (en) | Method for development of a domanic oil reservoir | |
| Biscayart et al. | “Factory Mode” Development of Fortín de Piedra Block, Gas Window | |
| Allan et al. | The Belridge giant oil field-100 years of history and a look to a bright future | |
| Muslimov | Solving the Fundamental Problems of the Russian Oil Industry is the Basis for a Large-Scale Transition to Innovative Development | |
| He et al. | Study and application of the technology of subdivision controlled limited entry fracturing in reservoir with many thin layers | |
| Lamberghini et al. | Performance Based Reservoir Characterization in a Tight Gas Reservoir System-Case Study from Lajas and Punta Rosada Formations in the Neuquen Basin, Argentina |