RU2683460C1 - Method of development of flooded oil formation - Google Patents

Method of development of flooded oil formation Download PDF

Info

Publication number
RU2683460C1
RU2683460C1 RU2018120040A RU2018120040A RU2683460C1 RU 2683460 C1 RU2683460 C1 RU 2683460C1 RU 2018120040 A RU2018120040 A RU 2018120040A RU 2018120040 A RU2018120040 A RU 2018120040A RU 2683460 C1 RU2683460 C1 RU 2683460C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
wells
production
reservoir
horizontal
water
Prior art date
Application number
RU2018120040A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Владимир Николаевич Петров
Владимир Борисович Оснос
Original Assignee
Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority to RU2018120040A priority Critical patent/RU2683460C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2683460C1 publication Critical patent/RU2683460C1/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/20—Displacing by water
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/04—Directional drilling
    • E21B7/046—Directional drilling horizontal drilling

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: invention relates to the oil and gas industry, in particular to methods for developing an oil reservoir of the tabular type, and can be used for the extraction of residual production of the reservoir in a watered reservoir. Method for developing a flooded oil reservoir includes drilling a certain grid of vertical production and injection wells in the reservoir, the injection of a displacing agent into injection wells and the selection of products from production wells. After watering products in one or more production wells in the areas of these wells build one or more horizontal production wells with the wiring of horizontal shafts in the upper part of the reservoir closer to the roof to maintain production levels. Horizontal shafts are drilled from water-flooded wells in the direction of the nearby two injection wells at ±7° equal angular distance therefrom. Selection of products from horizontal production wells are in modes that allow not to exceed the water cut above the profitable. Injection of the displacing agent in the nearby injection wells is carried out in a volume that allows to maintain reservoir pressure in the bottomhole zone of horizontal production wells at the same level. In addition, geophysical surveys can be conducted, on the basis thereof the water cut is chosen, which allows to maximize the recovery rate of oil and gas and reduce the cost of dewatering already mined products. With an increase in water cut above that chosen on the basis of geophysical studies, the intensity of product selection is reduced, and when reduced, it is increased.EFFECT: reduction in the volume of water used to maintain reservoir pressure of the displacing agent in oil and gas production.1 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи пластового типа, и может быть использовано для добычи остаточной продукции пласта в обводненной залежи.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to methods for developing an oil reservoir of a reservoir type, and can be used to extract residual reservoir products in a flooded reservoir.

Известен способ разработки обводненной нефтяной залежи (патент RU №2179234, МПК E21B 43/00, опубл. 10.02.2002 в бюл. №4), включающий бурение вертикальных скважин и боковых горизонтальных стволов от них, спуск в вертикальный ствол глубинного насоса и отбор нефти из скважины на поверхность, причем сначала бурят вертикальную скважину, вскрывают перфорацией продуктивный пласт, извлекают нефть до истощения продуктивного пласта, затем бурят боковой горизонтальный ствол, при этом точку отхода горизонтального ствола располагают ниже динамического уровня жидкости в скважине, перфорируют в боковом стволе тот же продуктивный пласт, затем в вертикальном стволе устанавливают насос двойного действия так, чтобы прием насоса для нефти располагался выше точки отхода бокового ствола, а прием насоса для воды - ниже этой точки, насос снабжен хвостовиком с пакером, который устанавливают в интервале от точки отхода до кровли продуктивного пласта в вертикальном стволе, и эксплуатируют скважину так, что воду, поступившую вместе с нефтью из бокового горизонтального ствола, закачивают в тот же пласт через вертикальный ствол без подъема ее на поверхность.A known method of developing a waterlogged oil reservoir (patent RU No. 2179234, IPC E21B 43/00, published on 02/10/2002 in bull. No. 4), including drilling vertical wells and horizontal lateral shafts from them, descent into the vertical well of the deep pump and oil selection from the well to the surface, and first, a vertical well is drilled, the productive formation is opened by perforation, oil is extracted until the productive formation is depleted, then a horizontal lateral well is drilled, while the horizontal well exit point is below the dynamic level of the fluid bones in the well, the same reservoir is perforated in the lateral wellbore, then a double-acting pump is installed in the vertical wellbore so that the oil pump intake is located above the sidetrack exit point, and the water pump intake is below this point, the pump is equipped with a shank with a packer , which is installed in the interval from the point of departure to the top of the reservoir in the vertical wellbore, and the well is operated so that the water that came with the oil from the lateral horizontal well is pumped into the same formation through the vertical the trunk without lifting it to the surface.

Недостатком данного способа является то, что режимы интенсивной добычи подбираются из максимального извлечения воды с продукцией для частичного гравитационного разделения на нефть и воду в скважине и задавливания выделившейся воды в пласт, а это приводит к быстрому обводнению продукции в прикровельной части пласта залежи и незначительному увеличению коэффициента извлечения нефти (КИН).The disadvantage of this method is that the regimes of intensive production are selected from the maximum extraction of water with products for partial gravitational separation of oil and water in the well and crushing the released water into the reservoir, and this leads to a rapid flooding of the products in the underwater part of the reservoir and a slight increase in the coefficient oil recovery (CIN).

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ доразработки водоплавающей залежи с запасами низконапорного газа (патент RU №2594496, МПК E21B 43/20, E21B 07/04, опубл. 20.08.2016 в бюл. №23), включающий продолжение ее разработки на основе пробуренных вертикальных добывающих скважин и компримирование газа для подачи его в магистральный газопровод, причем в пределах зоны установки комплексной подготовки газа - УКПГ, где за счет конусообразования происходит поступление пластовой воды в добывающие вертикальные скважины, осуществляют бурение одной или нескольких горизонтальных скважин для добычи воды из интервалов ниже текущего уровня газоводяного контакта - ГВК и выше его начального уровня, а в периферийных зонах, за пределами зон разбуривания УКПГ, осуществляют бурение одной или нескольких горизонтальных нагнетательных скважин для закачки воды в интервалы ниже текущей отметки ГВК и вытеснения малоподвижного периферийного низконапорного газа в сторону добывающих вертикальных скважин, причем за пределами зон разбуривания УКПГ бурят одну или несколько горизонтальных добывающих скважин с проводкой ствола в верхней части продуктивного пласта ближе к кровле для поддержания уровня добычи газа.The closest in technical essence and the achieved result is a method of further development of a water-bearing reservoir with low-pressure gas reserves (patent RU No. 2594496, IPC E21B 43/20, E21B 07/04, published on 08/20/2016 in Bulletin No. 23), including the continuation of its development based on drilled vertical production wells and gas compression for supplying it to the main gas pipeline, moreover, within the zone of the complex gas treatment installation - gas treatment plant, where formation water flows into producing vertical wells due to cone formation, one or several horizontal wells are drilled to produce water from intervals below the current level of gas-water contact - GWK and above its initial level, and in the peripheral zones outside the drilling zones of the gas treatment facility, one or more horizontal injection wells are drilled to pump water at intervals below the current GWC mark and the displacement of the sedentary peripheral low-pressure gas in the direction of producing vertical wells, and one or more drilled outside the drilling zones of the gas treatment plants horizontal production wells with trunking in the upper part of the reservoir closer to the roof to maintain the level of gas production.

Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за возможности использования только для добычи газа, а пластовое давление поддерживается только за счет подпора пластовой водой, значительные материальные затраты, связанные с необходимостью строительства избыточного количества горизонтальных скважин у подошвы пласта для отбора воды, которую необходимо возвращать в пласт.The disadvantages of this method are the narrow scope due to the possibility of use only for gas production, and reservoir pressure is maintained only due to backwater with formation water, significant material costs associated with the need to build an excessive number of horizontal wells at the bottom of the formation for water selection, which must be returned into the reservoir.

Техническими задачами предлагаемого изобретения являются расширение области применения за счет использования для добычи также нефти с поддержанием пластового давления закачкой жидкости (вытесняющего агента) в нагнетательные скважины и снижение материальных затрат за счет исключения добычи воды из подошвенной и кровельной частей пласта.The technical objectives of the invention are to expand the scope due to the use of oil for oil while maintaining reservoir pressure by pumping fluid (displacing agent) into injection wells and reducing material costs by eliminating the production of water from the bottom and roofing of the reservoir.

Технические задачи решаются способом разработки обводненной нефтяной залежи, включающим бурение по определенной сетке вертикальных добывающих и нагнетательных скважин в продуктивном пласте залежи, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, после обводнения продукции в одной или нескольких добывающих скважинах на участках расположения этих скважин строят одну или несколько горизонтальных добывающих скважин с проводкой горизонтальных стволов в верхней части продуктивного пласта ближе к кровле для поддержания уровня добычи.Technical problems are solved by the method of developing an irrigated oil reservoir, including drilling along a specific grid of vertical production and injection wells in the reservoir, injecting a displacing agent into injection wells and selecting products from production wells after watering the products in one or more production wells at these locations one or more horizontal production wells are built with horizontal wells in the upper part of the reservoir lizhe to the roof in order to maintain production levels.

Новым является то, что горизонтальные стволы бурят из обводнившихся скважин в сторону близлежащих двух нагнетательных скважин на равном угловом удалении от них ±7°, отбор продукции из горизонтальных добывающих скважин ведут в режимах, позволяющих не превышать обводненность продукции выше рентабельной, при этом закачку вытесняющего агента в близлежащие нагнетательные скважины осуществляют в объеме, позволяющем поддерживать пластовое давление в призабойной зоне горизонтальных добывающих скважин на одном уровне.What is new is that horizontal shafts are drilled from waterlogged wells in the direction of the neighboring two injection wells at an equal angular distance of ± 7 ° from them, production is taken from horizontal production wells in modes that do not exceed the water cut of the product above the cost-effective, while the displacing agent is injected to nearby injection wells, they are carried out in a volume that allows maintaining reservoir pressure in the bottom-hole zone of horizontal production wells at the same level.

Новым является также то, что отбор продукции из горизонтальных добывающих скважин ведут с контролем обводненности продукции, при увеличении обводненности выше выбранной на базе геофизических исследований интенсивность отбора снижают, а при снижении - увеличивают.It is also new that the selection of products from horizontal production wells is carried out with the control of water cut, with an increase in water cut above the one selected on the basis of geophysical studies, the intensity of selection is reduced, and with a decrease, it is increased.

На чертеже изображена схема реализации способа.The drawing shows a diagram of the implementation of the method.

Способ разработки обводненной нефтяной залежи включает разбуривание залежи по определенной сетке вертикальных добывающих 1 и нагнетательных 2 скважин в продуктивном пласте 3 залежи, закачку вытесняющего агента (воды, минерализованной воды, воды с реагентами и т.п.) в нагнетательные скважины 2 и отбор продукции из добывающих скважин 1. Какой вытесняющий агент и в каких режимах закачивают в пласт 3, определяется в зависимости от геолого-физических характеристик и строения продуктивного пласта 3, на что авторы не претендуют. В ходе закачки вытесняющего агента через нагнетательные скважины 2 в пласт 3 за счет гравитационного разделения жидкости вода распределяется на удалении от нагнетательных скважин 2 в подошвенной части пласта 3, а нефть и попутный газ - в прикровельной части пласта 3. Уровень водонефтяного контакта (ВНК) поднимается, и вода начинает «подсасываться» насосами (не показаны) из образовавшегося водного конуса добывающих скважин 1. После обводнения продукции в одной или нескольких добывающих скважинах 4 и 5 на участках расположения этих скважин 4 и 5 строят один или несколько горизонтальных стволов 6 и 7 добывающих скважин 4 и 5 с проводкой их в верхней части продуктивного пласта 3 ближе к кровле (для месторождений Татарстана обычно не далее 10 м от кровли - не показана) для поддержания уровня добычи из прикровельной части пласта 3, не охваченной заводнением. Горизонтальные стволы 6 и 7 бурят из соответствующих обводнившихся скважин 4 и 5 в сторону соответствующих близлежащих двух 8, 9 и 10, 11 нагнетательных скважин 2 на равном угловом удалении от них α±7°. Отклонение ±7° позволяет производить бурение стволов 6 и 7 для снижения затрат без использования специальных контрольных геолокационных приборов, а при отклонении больше ±7° в два и более раз возрастает вероятность попадания горизонтальных стволов 6 и 7 в обводнившуюся зону (не показана) пласта 3 рядом с соответствующими нагнетательными скважинами 8 или 9 и 10 или 11. Отбор продукции из горизонтальных стволов 6 и 7 добывающих скважин 4 и 5 ведут в режимах, позволяющих не превышать обводненность продукции выше рентабельной (не выше 98%). Закачку вытесняющего агента в близлежащие нагнетательные скважины 8, 9, 10 и 11 к горизонтальным стволам 6 и 7 осуществляют в объеме, позволяющем поддерживать на одном уровне пластовое давление в призабойной зоне добывающих скважин 4 и 5. Дополнительно могут проводиться геофизические исследования, на базе которых выбирают обводненность продукции в горизонтальных стволах 6 и 7 добывающих скважин 4 и 5, позволяющую максимально повысить коэффициент извлечения нефти (КИН) и попутного газа и снизить обводненность уже добытой продукции. При увеличении обводненности выше выбранной на базе геофизических исследований (на месторождениях Татарстана 30-55%) интенсивность отбора продукции из добывающих скважин 4 и 5 снижают, а при снижении - увеличивают.A method for developing an irrigated oil reservoir involves drilling a reservoir along a specific grid of vertical producing 1 and injection 2 wells in a reservoir 3 of a reservoir, injecting a displacing agent (water, mineralized water, water with reagents, etc.) into injection wells 2 and selecting products from producing wells 1. Which displacing agent and in what modes is injected into the formation 3, is determined depending on the geological and physical characteristics and structure of the productive formation 3, which the authors do not claim. During the injection of the displacing agent through the injection wells 2 into the formation 3 due to gravitational separation of the liquid, water is distributed at a distance from the injection wells 2 in the bottom of the formation 3, and oil and associated gas - in the bedside of the formation 3. The level of water-oil contact (WOC) rises , and water begins to be “sucked in” by pumps (not shown) from the formed water cone of production wells 1. After watering the products in one or more production wells 4 and 5 at the locations of these wells 4 and 5 one or several horizontal shafts 6 and 7 of producing wells 4 and 5 are being built with their wiring in the upper part of the productive formation 3 closer to the roof (for Tatarstan fields usually no further than 10 m from the roof - not shown) to maintain the level of production from the underside of the formation 3 not flooded. Horizontal shafts 6 and 7 are drilled from the corresponding waterlogged wells 4 and 5 towards the respective nearby two 8, 9 and 10, 11 injection wells 2 at an equal angular distance from them of α ± 7 °. Deviation of ± 7 ° allows drilling of shafts 6 and 7 to reduce costs without the use of special geolocation instruments, and with a deviation of more than ± 7 °, the likelihood of horizontal shafts 6 and 7 getting into the flooded zone (not shown) of formation 3 increases next to the corresponding injection wells 8 or 9 and 10 or 11. The selection of products from horizontal shafts 6 and 7 of the producing wells 4 and 5 is carried out in modes that allow not to exceed the water cut of the product above the cost-effective (not higher than 98%). The displacing agent is injected into nearby injection wells 8, 9, 10 and 11 to horizontal shafts 6 and 7 in a volume that allows maintaining the reservoir pressure at the bottom-hole zone of producing wells 4 and 5. The geophysical surveys can be additionally carried out, based on which water cut in horizontal shafts 6 and 7 of production wells 4 and 5, which allows to maximize the recovery rate of oil (CIF) and associated gas and reduce water cut of already produced products. With an increase in water cut above the one selected on the basis of geophysical surveys (in the fields of Tatarstan 30-55%), the intensity of the selection of products from production wells 4 and 5 is reduced, and with a decrease, they are increased.

Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.

Нефтяной пласт 3 карбонатной залежи разбуривают вертикальными добывающими 1 и нагнетательными 2 скважинами по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 400 на 400 м, производят закачку воды в нагнетательные скважины 2 и отбор продукции из добывающих скважин 1. В добывающих скважинах 1 определяют момент поднятия ВНК по присутствию пластовой воды в продукции скважин на уровне 30-35% от объема. После обводнения продукции выше 98% в добывающих скважинах 4 и 5 строят горизонтальные стволы 6 и 7 добывающих скважин 4 и 5 длиной 320 и 290 м в сторону соответствующих близлежащих двух 8, 9 и 10, 11 нагнетательных скважин 2 на равном угловом удалении от них α=30°±7° с проводкой их в верхней части продуктивного пласта 3 ближе к кровле (на расстоянии 6-8 м, отклонение связано с неровностью кровли пласта 3 относительно горизонта). Отбирают продукцию из горизонтальных стволов 6 и 7 добывающих скважин 4 и 5 в режимах не выше рентабельных: в суммарном объеме 38 м3/сут (20 и 18 м3/сут соответственно с обводненностью 40%). Закачивают воду в близлежащие нагнетательные скважины 8, 9, 10 и 11 по направлению к горизонтальным стволам 6 и 7 в суммарном объеме 48 м3/сут для поддержания на одном уровне пластового давления (12 Мпа) в призабойной зоне добывающих скважин 4 и 5. Дополнительно проводят геофизические исследования, определяют оптимальную обводненность продукции на уровне 34% в горизонтальных стволах 6 и 7 добывающих скважин 4 и 5. При увеличении обводненности до 40% снижают интенсивность отбора продукции до суммарного объема 31 м3/сут из добывающих скважин 4 и 5. После 14 месяцев работы добывающих скважин 1 обводненность продукции снизилась до уровня 24%, увеличили интенсивность отбора продукции до суммарного объема 34 м3/сут из добывающих скважин 4 и 5. И так далее. Пока через 23 месяца не установилась обводненность продукции в 34% при суммарном отборе 33 м3/сут из добывающих скважин 4 и 5. Проведенные мероприятия позволили повысить КИН на 2,7%, увеличить уровни добычи нефти и попутного газа на 11% и снизить обводненность добытой продукции из скважин 4 и 5 с 98 до 34%.Oil reservoir 3 carbonate deposits are drilled with vertical producing 1 and injection 2 wells along a triangular grid with a distance between wells 400 to 400 m, water is injected into injection wells 2 and production is taken from production wells 1. In production wells 1, determine the time of raising the oil-gas concentration by presence formation water in well production at the level of 30-35% of the volume. After watering the products above 98% in production wells 4 and 5, horizontal shafts 6 and 7 of production wells 4 and 5 are built with a length of 320 and 290 m in the direction of the respective neighboring two 8, 9 and 10, 11 injection wells 2 at an equal angular distance α from them = 30 ° ± 7 ° with their wiring in the upper part of the reservoir 3 closer to the roof (at a distance of 6-8 m, the deviation is due to the unevenness of the roof of the reservoir 3 relative to the horizon). Products are taken from horizontal shafts 6 and 7 of production wells 4 and 5 in modes not higher than profitable: in a total volume of 38 m 3 / day (20 and 18 m 3 / day, respectively, with a water cut of 40%). Water is pumped into nearby injection wells 8, 9, 10 and 11 in the direction of horizontal shafts 6 and 7 in a total volume of 48 m 3 / day to maintain at the same level reservoir pressure (12 MPa) in the bottom-hole zone of production wells 4 and 5. Additionally conduct geophysical studies, determine the optimum water cut of production at a level of 34% in horizontal shafts 6 and 7 of production wells 4 and 5. With an increase in water cut to 40%, reduce the intensity of production selection to a total volume of 31 m 3 / day from production wells 4 and 5. After fourteen months of production wells 1 water cut decreased to 24%, increased the intensity of production selection to a total volume of 34 m 3 / day from production wells 4 and 5. And so on. Until after 23 months, the water cut of production was established at 34% with a total withdrawal of 33 m 3 / day from production wells 4 and 5. The measures taken increased the oil recovery factor by 2.7%, increased oil and associated gas production by 11% and reduced water cut production from wells 4 and 5 from 98 to 34%.

Предлагаемый способ разработки обводненной нефтяной залежи позволяет расширить область применения за счет использования для добычи нефти и газа с поддержанием пластового давления закачкой жидкости (вытесняющего агента) в нагнетательные скважины и снизить материальные затраты за счет исключения добычи большого количества воды из подошвенной и кровельной частей пласта.The proposed method for developing an irrigated oil reservoir allows us to expand the scope by using oil and gas to maintain reservoir pressure by pumping liquid (displacing agent) into injection wells and reduce material costs by eliminating the production of large amounts of water from the bottom and roofing of the reservoir.

Claims (2)

1. Способ разработки обводненной нефтяной залежи, включающий бурение по определенной сетке вертикальных добывающих и нагнетательных скважин в продуктивном пласте залежи, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, после обводнения продукции в одной или нескольких добывающих скважинах на участках расположения этих скважин строят одну или несколько горизонтальных добывающих скважин с проводкой горизонтальных стволов в верхней части продуктивного пласта ближе к кровле для поддержания уровня добычи, отличающийся тем, что горизонтальные стволы бурят из обводнившихся скважин в сторону близлежащих двух нагнетательных скважин на равном угловом удалении от них ±7°, отбор продукции из горизонтальных добывающих скважин ведут в режимах, позволяющих не превышать обводненность продукции выше рентабельной, при этом закачку вытесняющего агента в близлежащие нагнетательные скважины осуществляют в объеме, позволяющем поддерживать пластовое давление в призабойной зоне горизонтальных добывающих скважин на одном уровне.1. A method of developing a water-cut oil reservoir, comprising drilling a specific grid of vertical production and injection wells in a reservoir, injecting a displacing agent into injection wells and selecting products from production wells, after watering the products in one or more production wells at the locations of these wells build one or more horizontal production wells with horizontal wells in the upper part of the reservoir closer to the roof to maintain production level, characterized in that the horizontal shafts are drilled from waterlogged wells towards the neighboring two injection wells at an equal angular distance of ± 7 ° from them, the selection of products from horizontal production wells is carried out in modes that do not exceed the water cut of the product above the cost-effective, while the displacing agent into nearby injection wells is carried out in a volume that allows maintaining reservoir pressure in the bottomhole zone of horizontal production wells at the same level. 2. Способ разработки обводненной нефтяной залежи по п. 1, отличающийся тем, что отбор продукции из горизонтальных добывающих скважин ведут с контролем обводненности продукции, при увеличении обводненности выше выбранной на базе геофизических исследований интенсивность отбора снижают, а при снижении - увеличивают.2. The method of developing a water-cut oil reservoir according to claim 1, characterized in that the selection of products from horizontal production wells is carried out with the control of water cut, with an increase in water cut above the selected based on geophysical studies, the sampling rate is reduced, and when it is reduced, it is increased.
RU2018120040A 2018-05-30 2018-05-30 Method of development of flooded oil formation RU2683460C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018120040A RU2683460C1 (en) 2018-05-30 2018-05-30 Method of development of flooded oil formation

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018120040A RU2683460C1 (en) 2018-05-30 2018-05-30 Method of development of flooded oil formation

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2683460C1 true RU2683460C1 (en) 2019-03-28

Family

ID=66089845

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2018120040A RU2683460C1 (en) 2018-05-30 2018-05-30 Method of development of flooded oil formation

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2683460C1 (en)

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4718485A (en) * 1986-10-02 1988-01-12 Texaco Inc. Patterns having horizontal and vertical wells
RU2057913C1 (en) * 1993-08-06 1996-04-10 Татарский научно-исследовательский и проектный институт "ТатНИПИнефть" Process of exploitation of multipool oil deposit
RU2179234C1 (en) * 2000-05-19 2002-02-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" Method of developing water-flooded oil pool
RU2203405C1 (en) * 2002-07-29 2003-04-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of development of oil field
RU2240422C2 (en) * 2002-08-20 2004-11-20 Общество с ограниченной ответственностью "Дарси Ойл Инжиниринг" Method for optimizing process of oil extraction from bed
RU2439300C1 (en) * 2011-02-02 2012-01-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of oil deposit development

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4718485A (en) * 1986-10-02 1988-01-12 Texaco Inc. Patterns having horizontal and vertical wells
RU2057913C1 (en) * 1993-08-06 1996-04-10 Татарский научно-исследовательский и проектный институт "ТатНИПИнефть" Process of exploitation of multipool oil deposit
RU2179234C1 (en) * 2000-05-19 2002-02-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" Method of developing water-flooded oil pool
RU2203405C1 (en) * 2002-07-29 2003-04-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of development of oil field
RU2240422C2 (en) * 2002-08-20 2004-11-20 Общество с ограниченной ответственностью "Дарси Ойл Инжиниринг" Method for optimizing process of oil extraction from bed
RU2439300C1 (en) * 2011-02-02 2012-01-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of oil deposit development

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2387812C1 (en) Method to develop oil poll with oil-in-water systems
RU2567918C1 (en) Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit
RU2179234C1 (en) Method of developing water-flooded oil pool
RU2386795C1 (en) Development method of oil field with water-oil zones
RU2474678C1 (en) Development method of oil deposit with horizontal wells
RU2550642C1 (en) Method of oil field development with horizontal wells
RU2283947C1 (en) Method for oil pool development with horizontal wells
RU2431737C1 (en) Procedure for development of oil-water deposit
RU2683460C1 (en) Method of development of flooded oil formation
RU2443855C1 (en) Development method of oil deposit with layer-by-layer heterogeneity
RU2485297C1 (en) Development method of oil deposits by means of well interconnected through productive formation
RU2228433C2 (en) Method for oil extraction from watering wells and device realizing said method
RU2688719C1 (en) Development method of water-flooded oil deposit
RU2401937C1 (en) Procedure for development of watered oil deposit
RU2558546C1 (en) Multilayer oil deposit development method
RU2469183C2 (en) Oil deposit development method
RU2731243C2 (en) Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas
RU2660973C1 (en) Method of developing an oil field with a fractured reservoir
RU2782640C1 (en) Method for developing a shallow deposit and individual lenses of an oil field
RU2667210C1 (en) Method of operation of hydrocarbon deposit
RU2616016C1 (en) Recovery method for solid carbonate reservoirs
RU2287674C1 (en) Method for extracting oil deposit using horizontal wells
RU2242594C1 (en) Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well
RU2421606C1 (en) Procedure for development of oil-water deposit
RU2613669C1 (en) Method of multizone oil field development