EA038423B1 - Method for oil reservoir development - Google Patents
Method for oil reservoir development Download PDFInfo
- Publication number
- EA038423B1 EA038423B1 EA201800489A EA201800489A EA038423B1 EA 038423 B1 EA038423 B1 EA 038423B1 EA 201800489 A EA201800489 A EA 201800489A EA 201800489 A EA201800489 A EA 201800489A EA 038423 B1 EA038423 B1 EA 038423B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- oil
- reserves
- sidetrack
- reservoir
- sidetracks
- Prior art date
Links
- 238000011161 development Methods 0.000 title claims description 33
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 30
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 24
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 21
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 21
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 54
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 27
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims description 16
- 238000005204 segregation Methods 0.000 claims description 12
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 11
- 239000011162 core material Substances 0.000 claims description 5
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 5
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 25
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 6
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 5
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 5
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 4
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N Nitrovin Chemical compound C=1C=C([N+]([O-])=O)OC=1\C=C\C(=NNC(=N)N)\C=C\C1=CC=C([N+]([O-])=O)O1 XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N 0.000 description 2
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000000739 chaotic effect Effects 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000011505 plaster Substances 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Edible Oils And Fats (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяных залежей.The invention relates to the oil industry, and in particular to methods for the development of oil deposits.
Известен способ разработки нефтяной залежи [1], включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие вертикальные и горизонтальные скважины с восходящим стволом, причем горизонтальные скважины с восходящим стволом выполняют с одного куста веерообразно, нижнюю часть каждой скважины размещают выше на 7-10 м границы между зоной нефтенасыщенности и остаточной нефтенасыщенности, скважины выполняют с открытым стволом в зоне продуктивного пласта.There is a known method for the development of an oil reservoir [1], including the injection of a working agent through injection wells and product selection through producing vertical and horizontal wells with an ascending hole, and horizontal wells with an ascending hole are performed from one cluster in a fan-like manner, the lower part of each well is placed 7- 10 m of the boundary between the zone of oil saturation and residual oil saturation, wells are performed with an open hole in the zone of the productive formation.
Недостатком вышеуказанного способа является низкая эффективность выработки запасов нефти в неоднородных пластах, так как в горизонтальных скважинах с большой площадью контакта ствола скважины с пластом депрессия весьма неравномерно передается на пласт. В основном вырабатываются высокопроницаемые зоны пласта. Низкопроницаемые зоны и пропластки либо не вырабатываются, либо вырабатываются слабо, так как для осуществления из них полноценной фильтрации величины создаваемой депрессии на пласт недостаточно из-за активных фильтрационных процессов по высокопроницаемым зонам.The disadvantage of the above method is the low efficiency of oil reserves recovery in heterogeneous formations, since in horizontal wells with a large area of contact between the wellbore and the formation, the depression is very unevenly transmitted to the formation. Basically, highly permeable formation zones are produced. Low-permeability zones and interlayers are either not developed, or are poorly developed, since the value of the created drawdown on the reservoir is not enough to carry out full-fledged filtration from them due to active filtration processes in high-permeability zones.
Известен также способ разработки нефтяного пласта [2], включающий бурение проектного числа нагнетательных и эксплуатационных скважин, двухэтапное заводнение пласта и извлечение нефти на поверхность до прорыва вытесняющего агента, перевод части эксплуатационных скважин под нагнетание и бурение дополнительных эксплуатационных скважин, причем перед бурением нагнетательных и эксплуатационных скважин изучают изометрию поверхности кровли пласта с построением изометрической карты, на первом этапе разработки эксплуатационные скважины размещают по равномерной сетке, а нагнетательные в куполовидных поднятиях кровли продуктивного пласта, на втором этапе разработки переводят под нагнетание часть эксплуатационных скважин, расположенных в прогибах и характеризующихся обводненностью более 98% или нестабильным отбором нефти, а бурение дополнительных эксплуатационных скважин осуществляют в местах локальных куполовидных поднятий.There is also known a method of developing an oil reservoir [2], including drilling the design number of injection and production wells, two-stage waterflooding and oil recovery to the surface until the displacing agent breaks through, transferring some production wells for injection and drilling additional production wells, and before drilling injection and production wells. wells study the isometry of the top of the reservoir with the construction of an isometric map, at the first stage of development, production wells are placed on a uniform grid, and injection wells in dome-shaped rises of the top of the productive formation, at the second stage of development, some of the production wells located in deflections and characterized by a water cut of more than 98 % or unstable oil withdrawal, and drilling of additional production wells is carried out in places of local dome-shaped uplifts.
Недостатком данного способа разработки является следующее. При разбуривании сетки скважин учитывают только изометрию поверхности кровли пласта и не учитывают геологическую и фильтрационно-емкостную неоднородность пласта. При таком формировании сетки скважин невозможно обеспечить полную выработку запасов. Значительные объемы извлекаемых запасов остаются не выработанными в низкопроницаемых зонах и пропластках.The disadvantage of this development method is the following. When drilling a grid of wells, only the isometry of the reservoir top surface is taken into account and the geological and filtration-capacitive heterogeneity of the reservoir is not taken into account. With such formation of the well grid, it is impossible to ensure full production of reserves. Significant volumes of recoverable reserves remain undeveloped in low-permeability zones and interlayers.
Известен способ разработки нефтяной залежи [3], включающий закачку рабочего агента через ряды нагнетательных скважин, отбор продукции через ряды добывающих скважин, уплотнение сетки добывающих скважин и перевод обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные. При этом уплотнение выполняют со второго от ряда нагнетательных скважин ряда добывающих скважин. При уплотнении из добывающих скважин второго ряда бурят боковые вертикальные и/или горизонтальные стволы с размещением забоев новых стволов в продуктивном пласте между первым и вторым рядами добывающих скважин равноудаленно от забоев соседних скважин. При толщине продуктивного пласта более 1,5 м в качестве бокового ствола бурят боковой горизонтальный ствол с длиной горизонтальной части в продуктивном пласте не менее 30 м. При толщине продуктивного пласта менее 1,5 м в качестве бокового ствола бурят боковой ствол с вертикальной частью в продуктивном пласте. По мере обводнения переходят к одновременно-раздельной эксплуатации скважин с боковыми стволами, причем по мере обводнения отключают или переводят под нагнетание обводнившиеся боковые стволы или сами скважины в зависимости от очередности обводнения. По мере обводнения второго ряда добывающих скважин уплотнение и эксплуатацию скважин проводят с третьего ряда аналогично работам со второго ряда. Уплотнение центрального ряда добывающих скважин проводят в направлении обоих рядов нагнетательных скважин.A known method of developing an oil reservoir [3], including the injection of a working agent through the rows of injection wells, the selection of products through the rows of production wells, compaction of the grid of production wells and the transfer of watered production wells into injection wells. In this case, the compaction is performed from the second row of production wells from the row of injection wells. When compaction from the production wells of the second row, lateral vertical and / or horizontal boreholes are drilled with the placement of the boreholes of new boreholes in the productive formation between the first and second rows of production wells equidistant from the boreholes of adjacent wells. If the pay zone is more than 1.5 m thick, a horizontal side bore is drilled as a sidetrack with a horizontal part in the pay zone of at least 30 m. reservoir. As the flooding proceeds, they switch to simultaneous-separate operation of wells with sidetracks, and as the flooding progresses, the flooded sidetracks or the wells themselves are switched off or put under injection, depending on the sequence of flooding. As the second row of production wells are flooded, wells are compacted and operated from the third row, similarly to operations from the second row. Compaction of the central row of production wells is carried out in the direction of both rows of injection wells.
Недостатком выше описанного технического решения является следующее. При уплотнении сетки скважин путем бурения боковых стволов по данному способу не учитывают геологическую, фильтрационно-емкостную неоднородность пласта и не вскрывают боковыми стволами адресно не выработанные зоны. При таком формировании сетки скважин невозможно обеспечить полную рентабельную выработку запасов. Значительные объемы извлекаемых запасов остаются не выработанными в низкопроницаемых и неохваченных выработкой застойных зонах пласта и пропластках. Поэтому не обеспечивается высокий коэффициент извлечение нефти из пласта. Кроме того, разработка пластов по данной схеме ведет к непроизводительным финансовым затратам и росту себестоимости добываемой продукции.The disadvantage of the above described technical solution is the following. When compaction of a grid of wells by drilling sidetracks according to this method, the geological, porosity and permeability of the formation is not taken into account and the sidetracks are not exposed to targeted undeveloped zones. With such a formation of the well grid, it is impossible to ensure full cost-effective development of reserves. Significant volumes of recoverable reserves remain undeveloped in low-permeability and unworked stagnant zones of the reservoir and interlayers. Therefore, a high coefficient of oil recovery from the reservoir is not ensured. In addition, the development of seams according to this scheme leads to unproductive financial costs and an increase in the cost of production.
Наиболее близким к заявляемому изобретению является способ веерной поинтервальной эксплуатации нефтедобывающих скважин [4]. Способ веерной поинтервальной эксплуатации нефтедобывающих скважин включает бурение нагнетательных скважин и добывающих многозабойных скважин с горизонтальным расположением стволов в области продуктивного пласта, из которых осуществляют отбор жидкости, причем боковые стволы располагают горизонтально в продуктивном пласте, симметрично в радиальном направлении относительно основного ствола, а отбор жидкости из скважин осуществляют циклически поинтервально, начиная с последнего пробуренного бокового горизонтального ствола и заканчивая основным стволом, кроме того, отбор жидкости из каждого интервала пласта, дренируемого основным и боковыми горизонтальными стволами, производят до снижения текущего пластового давленияClosest to the claimed invention is a method of fan-based interval operation of oil wells [4]. The method of fan-shaped interval operation of oil producing wells includes drilling injection wells and production multilateral wells with horizontal wellbores in the area of the productive formation, from which fluid is withdrawn, and the sidetracks are arranged horizontally in the producing formation, symmetrically in the radial direction relative to the main wellbore, and wells are carried out cyclically at intervals, starting from the last drilled horizontal sidetrack and ending with the main borehole, in addition, fluid withdrawal from each interval of the formation drained by the main and side horizontal boreholes is performed until the current reservoir pressure decreases
- 1 038423 до 60-80% от начального или увеличения обводненности добываемой продукции до 100%, повторение циклов и эксплуатацию скважин прекращают после полной выработки запасов нефти из части продуктивного пласта, дренируемого этими скважинами.- 1,038423 up to 60-80% of the initial or increase in water cut of the produced product up to 100%, repetition of cycles and well operation is stopped after the full depletion of oil reserves from the part of the productive formation drained by these wells.
Недостатком данного способа является симметричное в радиальном направлении расположение боковых стволов, которое позволяет полно вырабатывать только однородные продуктивные пласты. В условиях весьма неоднородных пластов и хаотичного расположения неоднородностей, как по площади, так и по разрезу, применение данного способа приводит, с одной стороны, к непроизводительным затратам на бурение при разбуривании залежей, а с другой стороны, при таком формировании сетки горизонтальных скважин невозможно обеспечить охват неоднородных по разрезу пластов дренированием и полную выработку запасов. Значительные объемы извлекаемых запасов остаются не выработанными в низкопроницаемых и застойных зонах пласта и пропластках в разных частях разреза, не охваченных пробуренными горизонтальными стволами. Поэтому не обеспечивается высокий коэффициент извлечение нефти из пласта. Разработка пластов по данной схеме ведет к потерям в добыче нефти, непроизводительным финансовым затратам и росту себестоимости добываемой продукции.The disadvantage of this method is the radially symmetric arrangement of the sidetracks, which allows only homogeneous productive formations to be fully exploited. In conditions of very heterogeneous formations and a chaotic arrangement of heterogeneities, both in area and along the section, the use of this method leads, on the one hand, to unproductive drilling costs when drilling out deposits, and on the other hand, with such a formation of a grid of horizontal wells, it is impossible to ensure coverage of layers heterogeneous along the section by drainage and full depletion of reserves. Significant volumes of recoverable reserves remain undeveloped in low-permeability and stagnant zones of the reservoir and interlayers in different parts of the section not covered by drilled horizontal wellbores. Therefore, a high coefficient of oil recovery from the reservoir is not ensured. Development of reservoirs according to this scheme leads to losses in oil production, unproductive financial costs and an increase in the cost of production.
Задачей, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является увеличение охвата и коэффициента извлечения нефти неоднородных по геологическим и фильтрационно-емкостным свойствам пластов как по площади, так и по разрезу.The problem to be solved by the present invention is to increase the coverage and the coefficient of oil recovery of layers heterogeneous in terms of geological and filtration-capacitive properties, both in area and in section.
Поставленная задача достигается за счет того, что согласно заявляемому способу разработки нефтяной залежи бурят в области продуктивного пласта нагнетательные и добывающие скважины, осуществляют закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и на первом этапе осуществляют выработку запасов нефти из по меньшей мере одной добывающей скважины до предельного её обводнения; по результатам эксплуатации добывающей скважины определяют направление расположения зоны с не дренируемыми или слабо дренируемыми запасами, временно консервируют основной ствол скважины и бурят первый боковой ствол в выше указанную зону, вводят ствол в эксплуатацию и эксплуатируют его до предельного обводнения добываемой из него продукции, после чего его также временно консервируют; по результатам бурения и выработки запасов первым боковым стволом определяют следующую зону с не дренируемыми или слабо дренируемыми запасами и бурят из основного ствола второй боковой ствол в эту зону с последующей эксплуатацией до предельного обводнения добываемой продукции из этого ствола и его временной консервацией; последовательно определяют следующие зоны с не дренируемыми или слабо дренируемыми запасами и повторяют аналогичным образом операции бурения боковых стволов, их эксплуатации до предельного обводнения и временной консервации; после консервации последнего обводненного бокового ствола первого цикла эксплуатации добывающей скважины осуществляют второй и последующие циклы реэксплуатации путем последовательной расконсервации и запуска в эксплуатацию тех стволов, вокруг которых произошло переформирование нефтенасыщенных зон за счет гравитационно-капиллярной сегрегации до нефтенасыщения, близкого к начальному, повторяют циклы реэксплуатации стволов до полной выработки запасов нефти на участке продуктивного пласта, дренируемого этими стволами.The task is achieved due to the fact that according to the claimed method of developing an oil reservoir, injection and production wells are drilled in the area of the productive formation, the working agent is injected through the injection wells, and at the first stage, oil reserves are produced from at least one production well to its maximum water cut ; according to the results of the production well operation, the direction of the location of the zone with non-drained or poorly drained reserves is determined, the main wellbore is temporarily preserved and the first sidetrack is drilled into the above-mentioned zone, the wellbore is put into operation and operated until the maximum water cut of the product produced from it, after which it also temporarily canned; based on the results of drilling and depletion of reserves by the first sidetrack, the next zone with non-drained or poorly drained reserves is determined and drilled from the main bore of the second sidetrack into this zone, followed by operation until the maximum watering of the produced product from this borehole and its temporary conservation; sequentially determine the following zones with non-drained or poorly drained reserves and repeat in a similar way the operations of drilling sidetracks, operating them to the maximum watering and temporary conservation; after conservation of the last watered sidetrack of the first cycle of production well operation, the second and subsequent cycles of re-operation are carried out by sequential de-conservation and commissioning of those boreholes around which the re-formation of oil-saturated zones has occurred due to gravity-capillary segregation to oil saturation close to the initial one, repeat cycles of re-operation until the full depletion of oil reserves in the area of the productive stratum drained by these shafts.
При этом боковые стволы могут заканчиваться диагонально-секущими окончаниями от кровли до подошвы пласта с зенитными углами стволов в пределах окончаний от 20 до 75°.In this case, the sidetracks can end in diagonally-secant ends from the top to the bottom of the formation with zenith angles of the wells within the limits of the ends from 20 to 75 °.
Кроме этого, временно консервировать ствол скважины могут путем его отсечения ниже интервала забуривания нового бокового ствола за счет установки или разбуриваемого пакера, или мостовой пробки, или пластыря, а забуривание осуществляют из вырезаемого в основном стволе окна.In addition, the wellbore can be temporarily preserved by cutting it off below the interval of drilling a new sidetrack by installing either a drillable packer, or a bridge plug, or a patch, and drilling is carried out from a window cut out in the main borehole.
Зоны расположения не дренируемых или слабо дренируемых запасов и направления бурения последующих боковых стволов определяют после бурения каждого из предыдущих стволов по результатам последовательного детального анализа геологического строения пласта, характера изменения его геологической, фильтрационно-емкостной неоднородности, анализа выработки запасов каждым из предыдущих стволов с привлечением геолого-гидродинамического моделирования, а период времени, через который запускают в повторную реэксплуатацию основной и боковые стволы, определяют по результатам модельных исследований на керновом материале и геолого-гидродинамического моделирования.The zones of location of non-drained or poorly drained reserves and the direction of drilling of subsequent sidetracks are determined after drilling each of the previous boreholes based on the results of a sequential detailed analysis of the geological structure of the reservoir, the nature of changes in its geological, porosity and reservoir heterogeneity, analysis of the development of reserves by each of the previous boreholes with the involvement of geological -hydrodynamic modeling, and the period of time after which the main and sidetracks are put into re-operation is determined based on the results of model studies on core material and geological and hydrodynamic modeling.
Помимо этого, основной и боковые стволы многократно циклически запускают в реэксплуатацию с периодом остановок запусков каждого из них 5-8 лет до максимального достижения коэффициента извлечения нефти.In addition, the main and sidetracks are repeatedly cyclically put into re-operation with a period of stopping the launches of each of them 5-8 years until the maximum oil recovery factor is reached.
Кроме этого, могут осуществлять второй и последующие циклы реэксплуатации добывающей скважины с ввода в эксплуатацию основного ствола и последовательно всех пробуренных боковых стволов, или одновременно основного ствола и по меньшей мере одного бокового ствола; или по меньшей мере одного из последних пробуренных боковых стволов и основного ствола.In addition, the second and subsequent cycles of re-operation of the production well can be carried out from the commissioning of the main bore and sequentially all drilled sidetracks, or simultaneously the main bore and at least one sidetrack; or at least one of the last sidetracks and main bore drilled.
В частности, во втором и последующих циклах реэксплуатации могут вести одновременнораздельную эксплуатацию основного и по меньшей мере одного бокового ствола или по меньшей мере двух боковых стволов.In particular, in the second and subsequent re-operation cycles, separate operation of the main and at least one sidetrack or at least two sidetracks can be carried out simultaneously.
Реэксплуатацию стволов ведут до достижения добываемой из них продукцией предельной обводненности. После повторного обводнения стволов до предельного их консервируют, отсекая пакером или мостовой пробкой ниже входа в боковой ствол. Путем извлечения изолирующего пластыря восстанавли- 2 038423 вают связь с боковыми стволами, в околоствольной зоне которых завершился процесс сегрегации нефти.Re-exploitation of shafts is carried out until the maximum water cut is reached by the products produced from them. After re-watering the wells to the maximum, they are preserved, cutting off with a packer or bridge plug below the entrance to the sidetrack. By removing the insulating patch, the connection with the sidetracks is restored, in the near-wellbore zone of which the process of oil segregation is completed.
и запускают их в повторную реэксплуатацию.and put them into re-operation.
Заявляемый способ разработки нефтяной залежи поясняется фигурами 1-4. На фиг. 1 показан разрез неоднородного пласта, состоящего из переслаивания пород коллекторов и не коллекторов; на фиг. 2 схема расположения на залежи основного и боковых стволов в плане; на фиг. 3 - изменение нефтенасыщенности в зонах расположения основного ствола скважины и бокового ствола на разные даты моделирования; на фиг. 4 - показатели работы основного и бокового стволов скважины при их циклической реэксплуатации до предельной выработки запасов.The inventive method for the development of an oil reservoir is illustrated by figures 1-4. FIG. 1 shows a cross-section of a heterogeneous formation consisting of interbedded reservoir and non-reservoir rocks; in fig. 2 layout diagram of the main and sidetracks on the deposit in the plan; in fig. 3 - change in oil saturation in the zones of the location of the main wellbore and sidetrack for different modeling dates; in fig. 4 - performance indicators of the main and side boreholes of the well during their cyclic re-operation up to the maximum depletion of reserves.
Способ разработки нефтяной залежи осуществляют следующим образом.The method of developing an oil reservoir is as follows.
Бурят в области продуктивного пласта 1 нагнетательные и добывающие скважины (фиг. 1, 2), осуществляют закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и на первом этапе разработки нефтяной залежи (1-м цикле эксплуатации скважины) осуществляют выработку запасов нефти из основного ствола 2 выбранной добывающей скважины. После обводнения добываемой стволом 2 продукции до предельной, при которой дальнейшая его эксплуатация становится нерентабельной, добычу прекращают. Путем детального анализа геолого-промысловой информации, результатов эксплуатации пласта стволом 2 с привлечением геолого-гидродинамического моделирования устанавливают, что по простиранию пласта 1 имеется неоднородность 3, за пределами которой располагается зона с не дренируемыми, или слабо дренируемыми запасами. Основной ствол 2 временно консервируют путем его отсечения, для чего устанавливают в стволе или разбуриваемый пакер, или мостовую пробку, или пластырь 4, вырезают в основном стволе 2 выше зоны отсечения окно и из него бурят в направлении зоны с не дренируемыми или слабо дренируемыми запасами первый боковой ствол 5.1, который заканчивают диагонально-секущим окончанием 6 с зенитным углом окончания в пределах от 20 до 75°. Вводят в эксплуатацию первый боковой ствол 5.1 и эксплуатируют его до предельного обводнения добываемой из него продукции, после чего его также временно консервируют. По результатам бурения и последовательного детального анализа геологического строения пласта, характера изменения его геологической, фильтрационно-емкостной неоднородности, анализа выработки запасов боковым стволом 5.1, с привлечением геологогидродинамического моделирования, определяют следующую зону с не дренируемыми или слабо дренируемыми запасами, вырезают окно в основном стволе 2 выше интервала зарезки окна для первого бокового ствола 5.1 и бурят второй боковой ствол 5.2 в направлении зоны с не дренируемыми или слабо дренируемыми запасами с последующей эксплуатацией до предельного обводнения добываемой продукции из этого ствола и его временной консервацией. Последовательно определяют следующие зоны с не дренируемыми, или слабо дренируемыми запасами и повторяют аналогичным образом операции бурения боковых стволов 5.3, 5.4, ..., 5.n (на фиг. 1 не показаны), их эксплуатации до предельного обводнения и временной консервации. После консервации последнего обводненного бокового ствола 5.n первого цикла эксплуатации добывающей скважины осуществляют второй и последующие циклы реэксплуатации путем последовательной расконсервации и запуска в эксплуатацию тех стволов, вокруг которых произошло переформирование нефтенасыщенных зон за счет гравитационно-капиллярной сегрегации до нефтенасыщения, близкого к начальному, повторяют циклы реэксплуатации стволов 2, 5 до полной выработки запасов нефти на участке продуктивного пласта 1, дренируемого этими стволами, при этом период времени, через который запускают в повторную реэксплуатацию основной и боковые стволы, определяют по результатам модельных исследований на керновом материале и геолого-гидродинамического моделирования, а период остановок запусков основного и каждого бокового ствола составляет 5-8 лет, что позволяет достичь максимального коэффициента извлечения нефти. Кроме этого, при достижении одновременной гравитационно-капиллярной сегрегации нефти в околоствольной зоне основного и боковых стволов, пробуренных первыми, или нескольких боковых стволов, пробуренных в последующем, ведут одновременно-раздельную реэксплуатацию основного и бокового ствола, или двух боковых стволов, или основного и двух боковых стволов, или трех боковых стволов с применением современного глубинно-насосного оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации скважин. Одновременнораздельная реэксплуатация позволяет учитывать объемы добычи нефти из каждой зоны пласта и контролировать выработку запасов из зон пласта, дренируемых каждым из стволов скважины, включая основной и боковые стволы.Injection and production wells are drilled in the area of the productive formation 1 (Figs. 1, 2), the working agent is injected through the injection wells, and at the first stage of the oil reservoir development (1st cycle of well operation), oil reserves are produced from the main borehole 2 of the selected production wells. After the watering of the products produced by the shaft 2 to the limit, at which its further operation becomes unprofitable, the production is stopped. By a detailed analysis of geological and field information, the results of the operation of the reservoir by the borehole 2 with the involvement of geological and hydrodynamic modeling, it is established that along the strike of the reservoir 1 there is a heterogeneity 3, outside of which there is a zone with non-drained, or poorly drained reserves. The main borehole 2 is temporarily preserved by cutting it off, for which a drillable packer, or a bridge plug, or patch 4 is installed in the borehole, a window is cut out in the main borehole 2 above the cutoff zone and a window is drilled out of it in the direction of the zone with non-drainable or poorly drained reserves 5.1 lateral bore, which ends with a diagonally secant end 6 with a zenith end angle ranging from 20 to 75 °. The first sidetrack 5.1 is put into operation and operated until the maximum watering of the products extracted from it, after which it is also temporarily preserved. Based on the results of drilling and a sequential detailed analysis of the geological structure of the reservoir, the nature of changes in its geological, filtration-capacity heterogeneity, analysis of the development of reserves by the sidetrack 5.1, with the involvement of geological and hydrodynamic modeling, the next zone with non-drained or poorly drained reserves is determined, a window is cut out in the main wellbore 2 above the sidetrack interval for the first sidetrack 5.1 and drilled the second sidetrack 5.2 in the direction of the zone with non-drained or poorly drained reserves, followed by operation until the maximum watering of the produced product from this borehole and its temporary conservation. The following zones with non-drained, or poorly drained reserves are sequentially determined and the operations of drilling sidetracks 5.3, 5.4, ..., 5.n (not shown in Fig. 1) are repeated in a similar way, their operation to the maximum water cut and temporary conservation. After the conservation of the last watered sidetrack 5.n of the first cycle of production well operation, the second and subsequent cycles of re-operation are carried out by sequential de-conservation and commissioning of those wells around which the reformation of oil-saturated zones has occurred due to gravity-capillary segregation to oil saturation close to the initial one, repeat cycles of re-operation of boreholes 2, 5 until the full depletion of oil reserves in the section of productive formation 1 drained by these boreholes, while the period of time after which the main and side boreholes are put into re-operation is determined based on the results of model studies on core material and geological and hydrodynamic modeling , and the period of stopping the launches of the main and each sidetrack is 5-8 years, which makes it possible to achieve the maximum oil recovery factor. In addition, when simultaneous gravity-capillary segregation of oil is achieved in the near-wellbore zone of the main and sidetracks drilled first, or several sidetracks drilled later, the main and sidetracks are simultaneously re-exploited separately, or two sidetracks, or the main and two sidetracks, or three sidetracks with the use of modern downhole pumping equipment for simultaneous-separate operation of wells. Simultaneous re-operation allows to take into account the volumes of oil production from each zone of the reservoir and control the production of reserves from the zones of the reservoir, drained by each of the wellbores, including the main and sidetracks.
Рассмотрим эффективность данного способа на примере 1 разработки участка реальной залежи скважиной с основным 2 и одним боковым стволом 5.1. Для подтверждения эффективности предлагаемого способа выполнили геолого-гидродинамическое моделирование на участке залежи с весьма неоднородным геологическим строением и фильтрационно-емкостными свойствами О-вичского месторождения. Г лубина залегания кровли пласта - 2466 м. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина залежи на рассматриваемом участке составляет 50 м. Породы представлены неоднородными карбонатными коллекторами со средней проницаемостью 0,06 мкм2. Тип коллектора трещиновато-поровый. Пластовая нефть характеризуется как средней плотности (868 кг/м3), незначительной вязкости (2,7 мПа-с). Давление насыщения нефти газом составляет 10,1 МПа.Let us consider the effectiveness of this method using example 1 of the development of a section of a real reservoir with a well with the main 2 and one sidetrack 5.1. To confirm the effectiveness of the proposed method, geological and hydrodynamic modeling was performed on a section of a deposit with a very heterogeneous geological structure and filtration and reservoir properties of the O-vichskoye field. The depth of the reservoir top is 2466 m. The weighted average oil-saturated thickness of the reservoir in the area under consideration is 50 m. The rocks are represented by heterogeneous carbonate reservoirs with an average permeability of 0.06 µm 2 . Reservoir type is fractured-porous. Reservoir oil is characterized as medium density (868 kg / m 3 ), low viscosity (2.7 mPa-s). The saturation pressure of oil with gas is 10.1 MPa.
При моделировании режим работы добывающих скважин задавался постоянным забойным давлеIn the simulation, the operating mode of the producing wells was set at a constant bottomhole pressure
- 3 038423 нием в зоне отборов 7,5 МПа и предельной обводненностью добываемой продукции 95%. Текущая компенсация отборов закачкой по всей залежи устанавливалась на уровне 100%. На участке залежи пробурена скважина № 253 (основной ствол 2). После предельного обводнения добываемой этой скважиной продукции путем выполнения геолого-промыслового анализа, анализа выработки запасов и геологогидродинамического моделирования определили зону с невыработанными (слабо дренируемыми) запасами. Законсервировали основной ствол скважины № 253 путем установки разбуриваемой пробки. В зону невыработанных запасов пробурили боковой ствол № 253s2 (ствол 5.1) с заканчиванием его диагонально-секущим окончанием и вскрытием пласта от кровли до подошвы с зенитным углом окончания в пределах 35°. На фиг. 3 и 4 представлены результаты геолого-гидродинамического моделирования разработки рассматриваемого участка залежи по предлагаемому способу с реэксплуатацией основного и бокового стволов:- 3,038,423 in the withdrawal zone of 7.5 MPa and the maximum water cut of the produced products 95%. The current production compensation by injection throughout the reservoir was set at 100%. Well No. 253 was drilled in the area of the deposit (main wellbore 2). After the limiting watering of the production produced by this well, by performing geological field analysis, analysis of reserves development and geological hydrodynamic modeling, an area with undeveloped (poorly drained) reserves was identified. The main bore of well No. 253 was mothballed by installing a drillable plug. A sidetrack No. 253s2 (borehole 5.1) was drilled into the zone of undeveloped reserves, ending with a diagonal secant end and opening the formation from top to bottom with a zenith end angle within 35 °. FIG. Figures 3 and 4 show the results of geological and hydrodynamic modeling of the development of the considered section of the deposit according to the proposed method with re-exploitation of the main and sidetracks:
фиг. 3 - изменение нефтенасыщенности в зонах основного ствола скважины № 253 и бокового ствола № 253s2 на разные даты моделирования:fig. 3 - change in oil saturation in the zones of the main bore of well No. 253 and sidetrack No. 253s2 for different modeling dates:
а) начало разработки пласта скважиной 253;a) the beginning of reservoir development by well 253;
б) окончание эксплуатации пласта боковым стволом 253s2 в первом цикле при его предельном обводнении и окончании капиллярно-гравитационной сегрегации нефти в зоне основного ствола 253;b) the end of the formation operation with the sidetrack 253s2 in the first cycle at its maximum watering and the end of the capillary-gravity segregation of oil in the zone of the main bore 253;
фиг. 4 - график показателей работы основного № 253 и бокового № 253s2 стволов скважины при циклической их эксплуатации и реэксплуатации до предельной выработки запасов.fig. 4 is a graph of the performance indicators of the main No. 253 and side No. 253s2 wellbores during their cyclic operation and re-operation until the maximum depletion of reserves.
Для оценки эффективности предлагаемой технологии поочередной эксплуатации и реэксплуатации основного и бокового стволов были выполнены расчеты по двум этапам первого цикла эксплуатации и затем нескольким циклам реэксплуатации. На первом этапе после полного обводнения основного ствола скважины № 253 его изолировали отсечением ниже зарезки окна в эксплуатационной колонне для бурения бокового ствола (фиг. 3 а). В результате детального анализа геологического строения пласта, характера изменения его геологической, фильтрационно-емкостной неоднородности, анализа выработки запасов с привлечением геолого-гидродинамического моделирования определили, что в 300 м от основного ствола в породах-коллекторах имеется не выработанный целик с начальной нефтенасыщенностью. Для его подключения в разработку в эксплуатационной колонне вырезали окно и из него пробурили боковой ствол № 253s2 приблизительно на той же гипсометрической отметке, что и первый ствол, но с отходом 400 м от основного ствола в невыработанную зону. После чего скважину запустили в эксплуатацию вторым стволом с дебитом жидкости 33 т/сут, и начальной обводненностью добываемой продукции 36%, которая постепенно прогрессировала. В дальнейшем ствол № 253s2 эксплуатировался до достижения им предельной обводненности (фиг. 36).To assess the effectiveness of the proposed technology for alternating operation and re-operation of the main and sidetracks, calculations were performed for two stages of the first cycle of operation and then several cycles of re-operation. At the first stage, after complete watering of the main bore of well No. 253, it was isolated by cutting off below the window cut-off in the production string for sidetracking (Fig. 3 a). As a result of a detailed analysis of the geological structure of the reservoir, the nature of changes in its geological, filtration-capacity heterogeneity, analysis of the development of reserves with the involvement of geological and hydrodynamic modeling, it was determined that 300 m from the main shaft in the reservoir rocks there is an undeveloped pillar with an initial oil saturation. To connect it to development, a window was cut out in the production casing and sidetrack no. 253s2 was drilled from it at approximately the same hypsometric elevation as the first wellbore, but with a 400 m retreat from the main bore into the undeveloped area. After that, the well was put into operation with a second wellbore with a fluid flow rate of 33 tons / day, and an initial water cut of 36%, which gradually progressed. Subsequently, wellbore No. 253s2 was operated until it reached the maximum water cut (Fig. 36).
На втором этапе расчета после достижения 95% текущей обводненности продукции второго ствола, ствол № 253s2 консервировали путем отсечения, а основной ствол № 253 повторно ввели в эксплуатацию. Период времени, по истечение которого после отсечения последнего бокового ствола основной ствол № 253 скважины вводили повторно в эксплуатацию, обуславливался периодом стабилизации капиллярно-гравитационной сегрегации нефти до средневзвешенной по толщине нефтенасыщенности, определенной по материалам керновых исследований и последующего геолого-гидродинамического моделирования.At the second stage of the calculation, after reaching 95% of the current water cut of the second wellbore, well No. 253s2 was preserved by cutting off, and the main well No. 253 was re-commissioned. The period of time after which, after cutting off the last sidetrack of the main bore No. 253, the wells were re-commissioned, was determined by the period of stabilization of capillary-gravity segregation of oil to the thickness-weighted average oil saturation, determined from the materials of core studies and subsequent geological and hydrodynamic modeling.
В результате фильтрационного моделирования на керновом материале, а затем и геологогидродинамического моделирования установлено, что максимальная активность гравитационнокапиллярной сегрегации наблюдается в первые годы остановки разработки залежи и прекращения ее эксплуатации скважиной. Этот период составляет 5-8 лет. В дальнейшем интенсивность гравитационнокапиллярной сегрегации значительно снижается и изменение средней нефтенасыщенности происходит более медленными темпами. Стволы № 253 и № 253s2 эксплуатировались периодически до полной экономически рентабельной выработки запасов с циклами запусков-остановок 5-8 лет (фиг. 4). Геологогидродинамическое моделирование показало, что всего, до полной выработки запасов на рассматриваемом участке залежи необходимо будет выполнить 1 цикл начальной эксплуатации и 3 цикла реэксплуатации основного и бокового стволов. В течение 4 циклов циклической разработки произойдет полная выработка запасов участка.As a result of filtration modeling on core material, and then geological and hydrodynamic modeling, it was found that the maximum activity of gravity-capillary segregation is observed in the first years of stopping the development of a deposit and stopping its operation by a well. This period is 5-8 years. In the future, the intensity of the gravity-capillary segregation is significantly reduced and the change in the average oil saturation occurs at a slower pace. The shafts No. 253 and No. 253s2 were operated periodically until the full economically viable depletion of reserves with start-stop cycles of 5-8 years (Fig. 4). Geological and hydrodynamic modeling showed that in total, before the full depletion of reserves in the considered area of the deposit, it will be necessary to complete 1 cycle of initial operation and 3 cycles of re-operation of the main and sidetracks. During 4 cycles of cyclic development, the reserves of the site will be fully depleted.
Максимальный прирост дополнительной добычи нефти достигается уже во втором цикле разработки. Конечная суммарная дополнительная добыча нефти в результате внедрения предлагаемого способа разработки составляет 27,72 тыс. тонн. Результаты геолого-гидродинамического моделирования выработки запасов по предлагаемому способу представлены в таблице.The maximum increase in additional oil production is achieved already in the second development cycle. The final total additional oil production as a result of the implementation of the proposed development method is 27.72 thousand tons. The results of geological and hydrodynamic modeling of the development of reserves by the proposed method are presented in the table.
- 4 038423- 4 038423
В совокупности установлено, что накопленная добыча нефти после многократного циклического запуска в реэксплуатацию стволов 253 и 253s2 на 30% больше по сравнению с вариантом эксплуатации основного ствола до полного обводнения продукции, без последующей реэксплуатации. Также отмечается улучшение показателей разработки участка залежи, вскрытого стволом № 253s2.In the aggregate, it was found that the cumulative oil production after repeated cyclic re-operation of boreholes 253 and 253s2 is 30% higher compared to the option of operating the main borehole until full watering of the product, without subsequent re-operation. There is also an improvement in the development indicators of the section of the deposit, which was opened by the borehole No. 253s2.
Пример 2. Участок неоднородной по геолого-геофизическим и фильтрационным свойствам залежи на месторождении Н-ном последовательно, в соответствии с заявляемым способом разработки, на первом этапе разработки разбурен и эксплуатировался основным и пятью боковыми стволами. После предельного обводнения добываемой 5-ым, последним боковым стволом продукции, в результате анализа геолого-промысловой информации и геолого-гидродинамического моделирования установили, что на участке уже отсутствуют зоны с не дренируемыми или слабо дренируемыми запасами. Но за период последовательного бурения и эксплуатации боковых стволов, который составил около 15 лет, произошло капиллярно-гравитационное переформирование нефтенасыщенных зон до нефтенасыщения, близкого к начальному, вокруг основного и пробуренного первым бокового ствола. Поэтому после отсечения путем установки пластыря 5-го бокового ствола, восстановили связь с основным и первым боковым стволом. В скважину спустили глубинно-насосное оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации каждого из этих стволов. Это оборудование позволило раздельно вести добычу и учет продукции из зон, дренируемых основным и первым боковым стволом. После четырех лет эксплуатации основного и первого бокового ствола обводненность добываемой ими продукции достигла предельной, при которой добыча нефти стала нерентабельной. Добычу остановили. Анализ разработки участка залежи и геологогидродинамическое моделирование показали, что в зонах расположения 2-го и 3-го боковых стволов за счет капиллярно-гравитационной сегрегации произошло переформирование нефтенасыщенности до значений, близких к начальной. Подняли глубинно-насосное оборудование. Установкой пакера и пластыря отсекли основной и первый боковой ствол. Восстановили связь со 2-ым и 3-им боковыми стволами. В скважину спустили глубинно-насосное оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации и учета продукции, добываемой вторым и третьим стволами и запустили их в эксплуатацию. В результате реэксплуатации 2-го и 3-го боковых стволов в течение 5,5 лет обводненность добываемой ими продукции достигла предельной. Добычу остановили. Выполнили анализ разработки участка залежи и геологогидродинамическое моделирование, которые показали, что в зонах расположения 4-го и 5-го боковых стволов и основного ствола за счет капиллярно-гравитационной сегрегации произошло переформирование нефтенасыщенности до значений, близких к начальной. Подняли насосное оборудование. Установкой пластырей отсекли 2-ой и 3-ий боковые стволы. Восстановили связь с 4-ым, 5-ым и основным стволом. В скважину спустили глубинно-насосное оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации трех стволов (4-го, 5-го и основного) и запустили их в эксплуатацию. Циклически анализируя выработку запасов, запуская в эксплуатацию стволы скважины, в пределах зон которых происходит переформирование нефтенасыщенности, вырабатывают участок залежи до достижения максимального коэффициента извлечения нефти.Example 2. A site with a heterogeneous reservoir in terms of geological, geophysical and filtration properties in the N-Nom field sequentially, in accordance with the claimed development method, at the first stage of development, the main and five sidetracks were drilled and operated. After the maximum watering of the products produced by the 5th, last sidetrack, as a result of the analysis of geological and field information and geological and hydrodynamic modeling, it was established that there are no zones with non-drained or poorly drained reserves in the area. But during the period of sequential drilling and operation of sidetracks, which was about 15 years, capillary-gravity reformation of oil-saturated zones took place to oil saturation close to the initial one around the main and the first sidetrack drilled. Therefore, after cutting off the 5th sidetrack by installing a plaster, the connection with the main and first sidetracks was restored. Downhole pumping equipment was lowered into the well for simultaneous-separate operation of each of these wells. This equipment made it possible to conduct separate production and accounting of products from the zones drained by the main and first sidetracks. After four years of operation of the main and first sidetracks, the water cut of their products reached the limit, at which oil production became unprofitable. The production was stopped. Analysis of the development of the deposit area and geological and hydrodynamic modeling showed that in the zones of location of the 2nd and 3rd sidetracks due to capillary-gravity segregation, the oil saturation was re-formed to values close to the initial one. The downhole pumping equipment was raised. By installing a packer and a patch, the main and first sidetracks were cut off. The connection with the 2nd and 3rd sidetracks was restored. Downhole pumping equipment was lowered into the well for simultaneous-separate operation and accounting of products produced by the second and third wellbores and put them into operation. As a result of re-operation of the 2nd and 3rd sidetracks for 5.5 years, the water cut of their production reached the maximum. The production was stopped. The analysis of the development of the deposit area and geological and hydrodynamic modeling, which showed that in the zones of the 4th and 5th sidetracks and the main borehole, due to capillary-gravity segregation, the oil saturation was re-formed to values close to the initial one. The pumping equipment was raised. The 2nd and 3rd sidetracks were cut off by installing the plasters. We reestablished communication with the 4th, 5th and main barrel. Downhole pumping equipment was lowered into the well for simultaneous-separate operation of three wells (4th, 5th and main) and put them into operation. Cyclically analyzing the production of reserves, putting into operation wellbores, within the zones of which the oil saturation is being re-formed, they develop a section of the reservoir until the maximum oil recovery factor is reached.
На приведенных выше примерах видно, что предлагаемый способ разработки нефтяной залежи позволяет решить поставленную задачу - увеличить охват пласта выработкой, коэффициент извлечения нефти (КИН) и добычу нефти до 43% от базового, который обеспечивается при разработке залежи по способу, описанному в прототипе.The above examples show that the proposed method for the development of an oil reservoir allows you to solve the problem posed - to increase the coverage of the reservoir by production, the oil recovery factor (ORF) and oil production up to 43% of the base, which is provided when developing the reservoir according to the method described in the prototype.
Таким образом, многократно повторяя циклическую реэксплуатацию в порядке переформирования остаточной нефти вокруг основного и боковых стволов, с периодами их покоя, достаточными для гравитационно-капиллярной сегрегации остаточной подвижной нефти в зонах, вскрытых основным и боковым стволами, достигают максимальной выработки запасов и коэффициентов извлечения нефти.Thus, by repeatedly repeating the cyclic re-operation in order to re-form the residual oil around the main and sidetracks, with their dormant periods sufficient for gravity-capillary segregation of residual mobile oil in the zones exposed by the main and sidetracks, the maximum production of reserves and oil recovery factors is achieved.
Источники информации:Sources of information:
1. RU 2473794, МПК Е21В 43/20, опубл. 2013.01.27.1. RU 2473794, IPC Е21В 43/20, publ. 2013.01.27.
2. RU 2039217, МПК Е21В 43/00, Е21В 43/30, опубл. 1995.07.09.2. RU 2039217, IPC Е21В 43/00, Е21В 43/30, publ. 1995.07.09.
3. RU 2451166, МПК Е21В 43/20, Е21В 43/30, опубл. 2012.05.20.3. RU 2451166, IPC Е21В 43/20, Е21В 43/30, publ. 2012.05.20.
4. RU 2419717, МПК Е21В 43/20, опубл. 2011.05.27.4. RU 2419717, IPC Е21В 43/20, publ. 2011.05.27.
Claims (6)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA201800489A EA038423B1 (en) | 2018-08-13 | 2018-08-13 | Method for oil reservoir development |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA201800489A EA038423B1 (en) | 2018-08-13 | 2018-08-13 | Method for oil reservoir development |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201800489A1 EA201800489A1 (en) | 2020-02-28 |
| EA038423B1 true EA038423B1 (en) | 2021-08-26 |
Family
ID=69636597
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201800489A EA038423B1 (en) | 2018-08-13 | 2018-08-13 | Method for oil reservoir development |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| EA (1) | EA038423B1 (en) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2186203C2 (en) * | 2000-10-02 | 2002-07-27 | Калмыков Григорий Иванович | Method of well operation |
| RU2394981C1 (en) * | 2009-09-11 | 2010-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for development of oil deposit |
| RU2419717C1 (en) * | 2009-12-01 | 2011-05-27 | Юлия Владимировна Иванова | Procedure for fan-like interval-by-interval operation of oil producing wells |
| RU2513955C1 (en) * | 2012-11-12 | 2014-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Method for development of stratified oil deposits |
-
2018
- 2018-08-13 EA EA201800489A patent/EA038423B1/en unknown
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2186203C2 (en) * | 2000-10-02 | 2002-07-27 | Калмыков Григорий Иванович | Method of well operation |
| RU2394981C1 (en) * | 2009-09-11 | 2010-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for development of oil deposit |
| RU2419717C1 (en) * | 2009-12-01 | 2011-05-27 | Юлия Владимировна Иванова | Procedure for fan-like interval-by-interval operation of oil producing wells |
| RU2513955C1 (en) * | 2012-11-12 | 2014-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Method for development of stratified oil deposits |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA201800489A1 (en) | 2020-02-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2459934C1 (en) | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit | |
| RU2558058C1 (en) | Interval hydraulic fracturing of carbonate formation in horizontal wellbore with bottom water | |
| RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
| US10077643B2 (en) | Method of completing and producing long lateral wellbores | |
| RU2459935C1 (en) | Multi-site oil deposit development method | |
| RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2570157C1 (en) | Method for enhanced oil recovery for deposit penetrated by horizontal well | |
| RU98046U1 (en) | DEVICE FOR MULTIPLE WELL FOR A FAN INTERVAL PRODUCTION OF PRODUCTIVE LAYERS | |
| RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
| RU2386795C1 (en) | Development method of oil field with water-oil zones | |
| RU2743478C1 (en) | Difficult turonian gas production method | |
| RU2509884C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| RU2379492C2 (en) | Development method at wells re-entry and oil field in general | |
| RU2418162C1 (en) | Method for improving permeability of bed during extraction of high-viscosity oil | |
| RU2485297C1 (en) | Development method of oil deposits by means of well interconnected through productive formation | |
| RU2514046C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2531074C2 (en) | Method for arrangement of vertical and lateral flooding | |
| RU2494247C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| RU2170340C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
| RU2232263C2 (en) | Method for extracting of high-viscosity oil | |
| EA038423B1 (en) | Method for oil reservoir development | |
| RU2732744C1 (en) | Development method of powerful multi-zone low-permeability oil deposit | |
| RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
| RU2616016C9 (en) | Recovery method for solid carbonate reservoirs | |
| RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well |