RU2097536C1 - Method of developing irregular multiple-zone oil deposit - Google Patents
Method of developing irregular multiple-zone oil deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2097536C1 RU2097536C1 RU97100023A RU97100023A RU2097536C1 RU 2097536 C1 RU2097536 C1 RU 2097536C1 RU 97100023 A RU97100023 A RU 97100023A RU 97100023 A RU97100023 A RU 97100023A RU 2097536 C1 RU2097536 C1 RU 2097536C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formations
- well
- undeveloped
- new
- oil
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной многопластовой нефтяной залежи. The invention relates to the oil industry and may find application in the development of a heterogeneous multilayer oil reservoir.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины [1]
Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с высокой нефтеотдачей.A known method for the development of oil deposits, including the selection of oil through production wells [1]
The known method does not allow to develop oil deposits with high oil recovery.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки неоднородной многопластовой нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины из пластов [2]
Известный способ позволяет извлекать из нефтяной залежи основные запасы, однако в залежи остаются значительные невыработанные запасы.Closest to the invention in technical essence and the achieved result is a method of developing a heterogeneous multilayer oil reservoir, including the injection of a working agent through injection wells and oil selection through production wells from the formations [2]
The known method allows to extract the main reserves from the oil deposits, however, significant undeveloped reserves remain in the deposits.
В предложенном изобретении решается задача увеличения нефтеотдачи залежи за счет более полного охвата пластов воздействием, вовлечения в разработку ранее неработавших продуктивных пластов в быстродействующих, простаивающих, низкопродуктивных, нерентабельных, высокообводненых скважинах. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery due to a more complete coverage of formations by impact, involvement in the development of previously idle productive formations in high-speed, idle, low-productivity, unprofitable, highly flooded wells.
Задача решается тем, что в способе разработки неоднородной многопластовой нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины из пластов, согласно изобретению на поздней стадии разработки залежи останавливают по крайней мере одну скважину, цементируют под давлением ранее перфорированные интервалы и устанавливают в скважине цементный мост с образованием нового искусственного забоя выше интервалов перфорации, с глубины выше верхнего интервала перфорации бурят новый наклонный ствол скважины с переходом на горизонтальный ствол в невыработанном пласте или наклонный ствол, проходящий через несколько невыработанных пластов, новые забои располагают на расстоянии не менее 50 м от забоев ранее пробуренных скважин, плотность перфорации стволов в невыработанных пластах назначают согласно коллекторским свойствам пластов, а отбор нефти ведут из всех вскрытых пластов одновременно. Возможно бурение дополнительных новых наклонных стволов из ствола оставленной скважины или из нового ствола с переходом на горизонтальный ствол в одном из невыработанных пластов или наклонный ствол, проходящий через несколько невыработанных пластов, с расположением в разных вертикальных плоскостях горизонтальных и наклонных стволов в невыработанных пластах. The problem is solved in that in a method for developing a heterogeneous multilayer oil reservoir, comprising injecting a working agent through injection wells and taking oil through production wells from the formations, according to the invention, at least one well is stopped at a later stage in the development of the reservoir, previously perforated intervals are cemented under pressure and a cement bridge is installed in the well with the formation of a new artificial face above the perforation intervals; from a depth above the upper perforation interval, th deviated wellbore with a transition to a horizontal wellbore in an undeveloped formation or an inclined well that passes through several undeveloped formations, new faces are located at a distance of at least 50 m from the faces of previously drilled wells, the perforation density of the wells in undeveloped formations is assigned according to the reservoir properties of the formations, and oil is taken from all exposed formations simultaneously. It is possible to drill additional new inclined shafts from the trunk of an abandoned well or from a new well with a transition to a horizontal well in one of the undeveloped formations or an inclined shaft passing through several unworked formations, with horizontal and inclined shafts located in different vertical planes in unworked formations.
Существенными признаками изобретения являются следующие. The essential features of the invention are as follows.
1. Закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;
2. Обор нефти через добывающие скважины из пластов;
3. На поздней стадии разработки залежи остановка по крайней мере одной скважины;
4. Цементирование под давлением ранее перфорированных интервалов и установка в остановленной скважине цементного моста с образованием нового искусственного забоя выше интервалов перфорации;
5. В остановленной скважине с глубины выше верхнего интервала перфорации бурение нового наклонного ствола скважины с переходом на горизонтальный ствол в невыработанном пласте или наклонный ствол, проходящий через несколько невыработанных пластов;
6. Из нового ствола остановленной скважины бурение следующего нового наклонного ствола скважины с переходом на горизонтальный ствол в одном из невыработанных пластов или наклонный ствол, проходящий через несколько невыработанных пластов;
7. Расположение в разных вертикальных плоскостях горизонтальных и наклонных стволов в невыработанных пластах;
8. Расположение новых забоев на расстоянии не менее 50 м от забоев ранее пробуренных скважин;
9. Плотность перфорации стволов в невыработанных пластах согласно коллекторским свойствам пластов;
10. Отбор нефти из всех вскрытых пластов одновременно;
11. Бурение дополнительных новых наклонных стволов скважины из ствола остановленной скважины или из нового ствола с переходом на горизонтальный ствол в одном из невыработанных пластов или наклонный ствол, проходящий через несколько невыработанных пластов.1. Injection of a working agent through injection wells;
2. Turnover of oil through production wells from the reservoirs;
3. At a late stage of reservoir development, stop at least one well;
4. Cementing under pressure of previously perforated intervals and installing a cement bridge in a stopped well with the formation of a new artificial face above the perforation intervals;
5. In a stopped well from a depth above the upper perforation interval, drilling a new deviated wellbore with a transition to a horizontal well in an undeveloped formation or an inclined well that passes through several unworked formations;
6. From the new wellbore of a stopped well, drilling the next new inclined wellbore with a transition to a horizontal wellbore in one of the undeveloped formations or an inclined well that passes through several undeveloped formations;
7. The location in different vertical planes of horizontal and inclined shafts in undeveloped formations;
8. The location of new faces at a distance of at least 50 m from the faces of previously drilled wells;
9. The density of the perforation of the trunks in undeveloped formations according to the reservoir properties of the formations;
10. The selection of oil from all exposed formations at the same time;
11. Drilling of additional new deviated wellbores from a stopped wellbore or from a new wellbore with a transition to a horizontal wellbore in one of the undeveloped formations or an inclined well that passes through several undeveloped formations.
Признаки 1 2 являются общими с прототипом, признаки 3 10 являются существенными отличительными признаками изобретения, признак 11 является частным существенным признаком изобретения. Signs 1 2 are common with the prototype, signs 3 10 are the essential distinguishing features of the invention, sign 11 is a private essential feature of the invention.
При разработке неоднородной многопластовой нефтяной залежи часть запасов залежи остается неохваченной воздействием. На практике залежь может состоять из 20 и более пластов. Поскольку пласты имеют разную проницаемость, пористость и т.п. то есть залежь неоднородна, выработка запасов из пластов происходит неравномерно. Все пласты вскрывают общим фильтром и приобщают к разработке. Однако в разработке участвуют, как правило, 40 60% нефтенасыщенных толщин. Охватываются разработкой в основном высокопроницаемые пласты. Кроме того, вследствие образовавшихся перетоков воды вдоль ствола скважины часть запасов остается как бы захороненной в залежи. Ликвидация таких перетоков известными средствами носит временный характер и во многом неэффективна. Из-за близости водонефтяных и газонефтяных контактов не вскрываются целые пласты высокой продуктивности, которые не могут быть вовлечены в разработку обычными методами. По этим причинам нефтеотдача неоднородной многопластовой нефтяной залежи бывает на 10 20 пунктов ниже, чем обычной залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи неоднородной многопластовой залежи за счет более полного охвата пластов воздействием, вовлечения в разработку ранее неработавших продуктивных пластов в быстродействующих, простаивающих, низкопродуктивных, нерентабельных, высокообводненных скважинах. Задача решается следующей совокупностью операций. На поздней стадии разработки залежи останавливают по крайней мере одну скважину, цементируют под давлением ранее перфорированные интервалы и устанавливают в скважине цементный мост с образованием нового искусственного забоя выше интервалов перфорации. Цементирование под давлением приводит к полной закупорке перфорационных отверстий и зоны около скважины и прекращению всякого поступления пластовых флюидов в скважину и вдоль ствола скважины. Проверяют на герметичность эксплуатационную колонну. С глубины на 10 15 м выше верхнего интервала перфорации верхнего пласта многопластовой нефтяной залежи вырезают окно в эксплуатационной колонне и бурят новый наклонно-направленный ствол скважины на расстоянии 20 50 м от ранее пробуренного с переходом на горизонтальный ствол в невыработанном пласте или наклонный ствол, проходящий через несколько невыработанных пластов. Бурение нового ствола скважины и фактическая ликвидация прежнего ствола приводит к ликвидации образовавшихся ранее перетоков воды. При этом в течение весьма длительного срока отпадает необходимость в проведении изоляционных работ. Горизонтальный или наклонный ствол перфорируют только в невыработанном пласте или пластах в зонах коллектора. При этом исключается контакт воды перфорационными отверстиями. Ранее образовавшиеся конуса воды и межпластовые перетоки отстоят от нового ствола на расстоянии по крайней мере 20 50 м, что вполне достаточно для исключения их влияния на обводнение добываемой продукции. Дальнейшее бурение новых стволов скважины возможно из старого ствола и из нового ствола скважины. Например, в старом стволе скважины на 10 15 м выше места зарезки, то есть начала бурения первого нового ствола, бурят второй новый наклонный ствол скважины с переходом на горизонтальный в одном из невыработанных пластов ил наклонный ствол, проходящий через несколько невыработанных пластов. По окончании проводки второго нового ствола спускают обсадную колонну (отклонитель) длиной 15 20 м и забуривают в новом наклонном стволе ниже его начала третий новый наклонный ствол скважины с переходом на горизонтальный в невыработанном пласте или наклонный ствол, проходящий через несколько невыработанных пластов. В новых наклонных стволах скважины возможно бурение новых следующих наклонных стволов скважины с переходом на горизонтальный ствол в одном из невыработанных пластов или наклонный ствол, проходящий через несколько невыработанных пластов. Такой порядок бурения осуществляют при большой общей мощности и большом количестве пластов. Этим достигается наиболее полный охват пластов воздействием. В случае мощного пласта целесообразно размещать весь горизонтальный участок скважины в пласте. При малой мощности пластов целесообразно проводить наклонный ствол через несколько пластов, перфорируя их в зависимости от коллекторских свойств пласта: проницаемости, пористости и т.п. Стволы в невыработанных пластах располагают в разных горизонтальных плоскостях. Неоднородность пластов учитывают при перфорации невыработанных пластов. Для повышения притока из низкопроницаемого пласта выполняют большее количество перфорационных отверстий на погонный метр горизонтального или наклонного ствола. Зоны неколлектора оставляют без перфорации. После запуска скважины в эксплуатацию отбор нефти ведут из всех пластов одновременно. When developing a heterogeneous multilayer oil reservoir, part of the reservoir’s reserves remains unreached. In practice, the reservoir may consist of 20 or more layers. Since the layers have different permeability, porosity, etc. that is, the reservoir is heterogeneous, the development of reserves from the reservoirs is uneven. All layers are opened with a common filter and attached to the development. However, as a rule, 40–60% of oil-saturated thicknesses are involved in the development. The development covers mainly highly permeable formations. In addition, as a result of the flow of water along the wellbore, part of the reserves remains as if buried in the reservoir. The elimination of such flows by known means is temporary and largely ineffective. Due to the proximity of water-oil and gas-oil contacts, whole layers of high productivity cannot be opened, which cannot be involved in the development by conventional methods. For these reasons, the oil recovery of a heterogeneous multilayer oil reservoir is 10 20 points lower than that of a conventional reservoir. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery of a heterogeneous multilayer reservoir due to a more complete coverage of formations by impact, involving previously unworked productive formations in the development of high-speed, idle, low-productivity, unprofitable, highly watered wells. The problem is solved by the following set of operations. At a late stage of development, the reservoir stops at least one well, previously perforated intervals are cemented under pressure and a cement bridge is installed in the well with the formation of a new artificial face above the perforated intervals. Cementation under pressure leads to a complete blockage of the perforations and the area near the well and the cessation of any flow of formation fluids into the well and along the wellbore. Inspect the casing for leaks. From a depth of 10 15 m above the upper perforation interval of the upper layer of a multilayer oil reservoir, a window is cut out in the production string and a new directional well bore is drilled at a distance of 20 50 m from the previously drilled with a transition to a horizontal well in an undeveloped formation or an inclined well passing through several undeveloped formations. Drilling a new wellbore and actually eliminating the former well lead to the elimination of previously formed water flows. Moreover, over a very long period of time, there is no need for insulation work. A horizontal or inclined shaft is perforated only in an undeveloped formation or formations in reservoir zones. This eliminates the contact of water with perforations. Previously formed water cones and interstratal flows are separated from the new trunk at a distance of at least 20–50 m, which is quite sufficient to exclude their influence on the flooding of produced products. Further drilling of new wellbores is possible from the old wellbore and from the new wellbore. For example, in the old wellbore, 10 15 m above the cut-off point, that is, the start of drilling the first new wellbore, a second new inclined wellbore is drilled with a transition to the horizontal in one of the undeveloped sludge or an oblique well that passes through several undeveloped formations. At the end of the posting of the second new bore, the casing (diverter) 15-20 m long is lowered and a third new deviated well bore is drilled below its beginning in the new deviated well with a transition to the horizontal in the undeveloped formation or an inclined shaft passing through several undeveloped formations. In new deviated wellbores, it is possible to drill new subsequent deviated wellbores with a transition to a horizontal wellbore in one of the undeveloped formations or an inclined well that passes through several undeveloped formations. This drilling procedure is carried out with a large total power and a large number of formations. This achieves the most complete coverage of formations by exposure. In the case of a powerful formation, it is advisable to place the entire horizontal section of the well in the formation. With a low thickness of the layers, it is advisable to conduct an inclined shaft through several layers, perforating them depending on the reservoir properties of the formation: permeability, porosity, etc. Trunks in undeveloped formations are placed in different horizontal planes. Formation heterogeneity is taken into account when perforating undeveloped formations. To increase the inflow from the low-permeability layer, a larger number of perforations per linear meter of horizontal or inclined shaft are made. Non-collector areas are left without perforation. After the well is put into operation, oil is taken from all reservoirs simultaneously.
Расположение новых забоев на расстоянии не менее 50 м от забоев ранее пробуренных скважин способствует более полному охвату пластов воздействием и выработке ранее невырабатываемых запасов залежи. The location of new faces at a distance of at least 50 m from the faces of previously drilled wells contributes to a more complete coverage of formations by the impact and development of previously undeveloped reserves.
Использование существующего ствола скважины для бурения новых стволов позволяет экономить на бурении основного ствола и удешевлять производств работ. Повышение охвата пластов воздействием и равномерность выработки запасов позволяет повысить нефтеотдачу залежи на 10 20 пунктов. Предлагаемый способ дает увеличение текущего среднесуточного дебита в 12 15 раз по сравнению с прилегающими скважинами, пробуренными по известной технологии. Using the existing wellbore to drill new shafts allows you to save on drilling the main trunk and reduce the cost of production operations. Increasing the coverage of formations by the impact and the uniformity of the development of reserves allows increasing oil recovery by 10 20 points. The proposed method provides an increase in the current average daily flow rate of 12 to 15 times compared with adjacent wells drilled according to known technology.
Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь Гремихинского месторождения со следующими характеристиками: глубина залежи 1147,5 м, глубина водонефтяного контакта 1000 м, пластовое давление 12,5 МПа, пластовая температура 28oC, пористость 16, проницаемость 0,171 мД, нефтенасыщенность 0,8, вязкость нефти в пластовых условиях 180,2 МПа•с, плотность нефти в поверхностных условиях 0,916 г/см3, давление насыщения 5 МПа, газовый фактор 3,557 м3/т, коллектор трещновато-кавернозный. Залежь многопатовая. Количество пластов колеблется по залежи от 5 до 17. Проницаемость пластов колеблется от 0,176 до 0,083 мкм2. Балансовые запасы колеблются по пластам от 17010,2 до 27613,1 тыс.т.Example 1. An oil reservoir of Gremikhinsky field is developed with the following characteristics: the depth of the reservoir is 1147.5 m, the depth of the oil-water contact is 1000 m, the reservoir pressure is 12.5 MPa, the reservoir temperature is 28 o C, the porosity is 16, the permeability is 0.171 mD, oil saturation is 0.8, oil viscosity at reservoir conditions 180.2 MPa • s, oil density at surface conditions 0.916 g / cm 3 , saturation pressure 5 MPa, gas factor 3.557 m 3 / t, fractured cavernous reservoir. The deposit is multi-patted. The number of formations varies in the reservoir from 5 to 17. The permeability of formations ranges from 0.176 to 0.083 μm 2 . The balance reserves vary from 17010.2 to 27613.1 thousand tons in formations.
Заканчивают рабочий агент теплоноситель через 83 паронагнетательные скважины, отбирают нефть через 621 добывающую скважину. На поздней стадии разработки при обводненности добываемой продукции 98% и степени выработки извлекаемых запасов 50% проводят следующие операции. Останавливают добывающую скважину, проходящую через 8 пластов, из которых 2 обводнены. Цементируют под давлением 15 МПа ранее перфорированные интервалы на глубинах 1169,6 1172,8 м, 1176 1177 м, 1177,6 1180,4 м, 1182,4 1185,4 м, 1188,4 1190,4 м, 1192,8 1208,2 м, 1209 1211 м, 1212 1213 м. С глубины на 50 м выше проектного пласта, то есть с глубины выше верхнего интервала перфорации, вырезают "окно" в эксплуатационной колонне длиной 8 м. Скважину цементируют под давлением 10 МПа. В скважине устанавливают цементный мост до отметки на 10 м выше "окна". Бурение нового наклонного ствола скважины производят через "окно" наклонно-направленно с переходом на горизонтальный ствол в невыработанном пласте на глубине 1192,8 1208,2 м на расстоянии 50 и более м от прежнего ствола, Пробуренный горизонтальный ствол длиной 100 м в интервале продуктивного пласта обсаживают перфорированной колонной. Участки горизонтального ствола в зонах неколлектора оставляют без перфорированных отверстий. Запускают скважину в эксплуатацию и ведут отбор добываемой продукции. The working fluid is completed through 83 steam injection wells, oil is taken through 621 production wells. At a late stage of development, with a water cut of extracted products of 98% and a degree of development of recoverable reserves of 50%, the following operations are carried out. Stop the production well passing through 8 layers, of which 2 are waterlogged. Previously perforated intervals are cemented at a pressure of 15 MPa at depths of 1169.6 1172.8 m, 1176 1177 m, 1177.6 1180.4 m, 1182.4 1185.4 m, 1188.4 1190.4 m, 1192.8 1208 , 2 m, 1209 1211 m, 1212 1213 m. From a depth of 50 m above the design layer, that is, from a depth above the upper perforation interval, a “window” is cut out in an 8 m production casing. The well is cemented under a pressure of 10 MPa. A cement bridge is installed in the well to a mark 10 m above the “window”. A new inclined wellbore is drilled through a “window” in an oblique directional direction with a transition to a horizontal wellbore in an undeveloped formation at a depth of 1192.8 1208.2 m at a distance of 50 or more meters from the previous wellbore. A horizontal well drilled 100 m long in the interval of the productive formation cased perforated column. The sections of the horizontal trunk in the areas of the non-collector are left without perforated holes. They launch the well into operation and conduct selection of produced products.
Пример 2. Выполняют как пример 1, но бурение нового наклонного ствола скважины производят через "окно" наклонно-направленно с переходом на наклонный ствол, проходящий через невыработанные пласты на отметках 1182,4 1185,4 и 1188,4 1190,4 м, на расстоянии 50 и более м от прежнего ствола и забоев окружающих скважин. Длина наклонного ствола в невыработанных пластах 120 м. Плотность перфорации стволов в невыработаных пластах назначают согласно коллекторским свойствам пластов. Участки наклонного ствола в зонах неколлектора оставляют без перфорационных отверстий. Отбор нефти ведут из всех вскрытых пластов одновременно. Example 2. Perform as example 1, but the drilling of a new deviated wellbore is carried out through the "window" in an oblique direction with the transition to an inclined shaft passing through undeveloped formations at 1182.4 1185.4 and 1188.4 1190.4 m, a distance of 50 m or more from the previous trunk and the faces of the surrounding wells. The length of the inclined trunk in undeveloped formations is 120 m. The density of perforation of trunks in undeveloped formations is assigned according to the reservoir properties of the formations. The sections of the inclined shaft in the areas of the non-collector are left without perforations. Oil is taken from all exposed formations simultaneously.
Пример 3. Выполняют, как пример 1. После проводки первого наклонного ствола пробуренный ствол консервируют инертной жидкостью. На 10 м выше "окна" устанавливают разделитель и вырезают новое "окно", через которое бурят второй наклонно-направленный ствол скважины, с переходом на горизонтальный ствол в невыработанном пласте на глубине 1177,6 1180,4 м на расстоянии 50 и более м от прежнего ствола и стволов ранее пробуренных скважин. Располагают в разных вертикальных плоскостях горизонтальные и наклонные стволы в невыработанных пластах. Пробуренный горизонтальный ствол длиной 100 м в интервале продуктивного пласта обсаживают перфорированной колонной. Участки горизонтального ствола в зонах неколлектора оставляют без перфорационных отверстий. Запускают скважину в эксплуатацию и ведут отбор добываемой продукции одновременно из всех вскрытых пластов. Example 3. Perform, as example 1. After posting the first inclined shaft, the drilled shaft is preserved with an inert liquid. A separator is installed 10 m above the “window” and a new “window” is cut through which a second directional wellbore is drilled, with a transition to the horizontal wellbore in an undeveloped formation at a depth of 1177.6 to 1180.4 m at a distance of 50 m or more from the former trunk and the trunks of previously drilled wells. Horizontal and inclined trunks are located in different vertical planes in undeveloped formations. A drilled horizontal trunk 100 m long in the interval of the reservoir is lined with a perforated column. The sections of the horizontal trunk in the areas of the non-collector are left without perforations. The well is put into operation and production is being extracted simultaneously from all exposed formations.
Пример 4. Выполняют, как пример 3. Дополнительно бурят третий наклонно-направленный ствол скважины из второго наклонно-направленного ствола с переходом на горизонтальный ствол в невыработанном пласте на глубине 1169,6 1172,8 м на расстоянии 50 и более метров от прежнего ствола и стволов ранее пробуренных скважин. Располагают в разных вертикальных плоскостях горизонтальные и наклонные стволы в невыработанных пластах. Пробуренный горизонтальный ствол длиной 100 м в интервале продуктивного пласта обсаживают перфорированной колонной. Участки горизонтального ствола в зонах неколлектора оставляют без перфорационных отверстий. Запускают скважину в эксплуатацию и ведут отбор добываемой продукции одновременно из всех вскрытых пластов. Example 4. Perform, as example 3. In addition, a third directional well bore is drilled from the second directional well with a transition to a horizontal well in an undeveloped formation at a depth of 1169.6 1172.8 m at a distance of 50 or more meters from the previous well and trunks of previously drilled wells. Horizontal and inclined trunks are located in different vertical planes in undeveloped formations. A drilled horizontal trunk 100 m long in the interval of the reservoir is lined with a perforated column. The sections of the horizontal trunk in the areas of the non-collector are left without perforations. The well is put into operation and production is being extracted simultaneously from all exposed formations.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи на 3 4%
Источники информации
1. Желтов Ю. П. и др. Разработка нефтяных месторождений. М. "Недра", 1986, с. 95.The application of the proposed method will increase oil recovery by 3 4%
Sources of information
1. Zheltov Yu. P. et al. Development of oil fields. M. "Nedra", 1986, p. 95.
2. Жданов. М. А. Нефтепромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. М. Недра, 1970, с. 307 309 прототип. 2. Zhdanov. MA A. Oilfield geology and oil and gas reserves calculation. M. Nedra, 1970, p. 307 309 prototype.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97100023A RU2097536C1 (en) | 1997-01-05 | 1997-01-05 | Method of developing irregular multiple-zone oil deposit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97100023A RU2097536C1 (en) | 1997-01-05 | 1997-01-05 | Method of developing irregular multiple-zone oil deposit |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2097536C1 true RU2097536C1 (en) | 1997-11-27 |
| RU97100023A RU97100023A (en) | 1998-01-27 |
Family
ID=20188800
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU97100023A RU2097536C1 (en) | 1997-01-05 | 1997-01-05 | Method of developing irregular multiple-zone oil deposit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2097536C1 (en) |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2459934C1 (en) * | 2011-04-26 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit |
| US8291974B2 (en) | 1998-11-20 | 2012-10-23 | Vitruvian Exploration, Llc | Method and system for accessing subterranean deposits from the surface and tools therefor |
| US8297350B2 (en) | 1998-11-20 | 2012-10-30 | Vitruvian Exploration, Llc | Method and system for accessing subterranean deposits from the surface |
| US8333245B2 (en) | 2002-09-17 | 2012-12-18 | Vitruvian Exploration, Llc | Accelerated production of gas from a subterranean zone |
| US8376039B2 (en) | 1998-11-20 | 2013-02-19 | Vitruvian Exploration, Llc | Method and system for accessing subterranean deposits from the surface and tools therefor |
| US8376052B2 (en) | 1998-11-20 | 2013-02-19 | Vitruvian Exploration, Llc | Method and system for surface production of gas from a subterranean zone |
| US8434568B2 (en) | 1998-11-20 | 2013-05-07 | Vitruvian Exploration, Llc | Method and system for circulating fluid in a well system |
| RU2486333C1 (en) * | 2012-07-23 | 2013-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2667210C1 (en) * | 2017-06-19 | 2018-09-18 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Добыча Надым" | Method of operation of hydrocarbon deposit |
-
1997
- 1997-01-05 RU RU97100023A patent/RU2097536C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 1. Желтов Ю.П. и др. разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1986, с.95. 2. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. - М.: Недра, 1970, с.307 - 309. * |
Cited By (19)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8376052B2 (en) | 1998-11-20 | 2013-02-19 | Vitruvian Exploration, Llc | Method and system for surface production of gas from a subterranean zone |
| US8376039B2 (en) | 1998-11-20 | 2013-02-19 | Vitruvian Exploration, Llc | Method and system for accessing subterranean deposits from the surface and tools therefor |
| US8434568B2 (en) | 1998-11-20 | 2013-05-07 | Vitruvian Exploration, Llc | Method and system for circulating fluid in a well system |
| US8297350B2 (en) | 1998-11-20 | 2012-10-30 | Vitruvian Exploration, Llc | Method and system for accessing subterranean deposits from the surface |
| US8316966B2 (en) | 1998-11-20 | 2012-11-27 | Vitruvian Exploration, Llc | Method and system for accessing subterranean deposits from the surface and tools therefor |
| US8291974B2 (en) | 1998-11-20 | 2012-10-23 | Vitruvian Exploration, Llc | Method and system for accessing subterranean deposits from the surface and tools therefor |
| US8371399B2 (en) | 1998-11-20 | 2013-02-12 | Vitruvian Exploration, Llc | Method and system for accessing subterranean deposits from the surface and tools therefor |
| US8511372B2 (en) | 1998-11-20 | 2013-08-20 | Vitruvian Exploration, Llc | Method and system for accessing subterranean deposits from the surface |
| US8297377B2 (en) | 1998-11-20 | 2012-10-30 | Vitruvian Exploration, Llc | Method and system for accessing subterranean deposits from the surface and tools therefor |
| US9551209B2 (en) | 1998-11-20 | 2017-01-24 | Effective Exploration, LLC | System and method for accessing subterranean deposits |
| US8469119B2 (en) | 1998-11-20 | 2013-06-25 | Vitruvian Exploration, Llc | Method and system for accessing subterranean deposits from the surface and tools therefor |
| US8464784B2 (en) | 1998-11-20 | 2013-06-18 | Vitruvian Exploration, Llc | Method and system for accessing subterranean deposits from the surface and tools therefor |
| US8813840B2 (en) | 1998-11-20 | 2014-08-26 | Efective Exploration, LLC | Method and system for accessing subterranean deposits from the surface and tools therefor |
| US8479812B2 (en) | 1998-11-20 | 2013-07-09 | Vitruvian Exploration, Llc | Method and system for accessing subterranean deposits from the surface and tools therefor |
| US8505620B2 (en) | 1998-11-20 | 2013-08-13 | Vitruvian Exploration, Llc | Method and system for accessing subterranean deposits from the surface and tools therefor |
| US8333245B2 (en) | 2002-09-17 | 2012-12-18 | Vitruvian Exploration, Llc | Accelerated production of gas from a subterranean zone |
| RU2459934C1 (en) * | 2011-04-26 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit |
| RU2486333C1 (en) * | 2012-07-23 | 2013-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2667210C1 (en) * | 2017-06-19 | 2018-09-18 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Добыча Надым" | Method of operation of hydrocarbon deposit |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2595018C (en) | System and method for producing fluids from a subterranean formation | |
| RU2382183C1 (en) | Multi zone oil reservoir at late stage with unstable cover formation and non-homogeneous collector development method | |
| RU2303125C1 (en) | Multizone oil reservoir development method | |
| RU2097536C1 (en) | Method of developing irregular multiple-zone oil deposit | |
| RU2289685C1 (en) | Method for extracting reservoirs of highly viscous oil or bitumen | |
| RU2176021C2 (en) | Method of forming directed vertical or horizontal fracture in formation fracturing | |
| RU2231630C1 (en) | Method for restoring productiveness and starting operation of standing oil and gas wells | |
| RU2743478C1 (en) | Difficult turonian gas production method | |
| RU2170340C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
| RU2290498C1 (en) | Method for extracting oil deposit in heterogeneous collector of low thickness | |
| RU2595112C1 (en) | Method for development of oil deposit at late stage of development | |
| RU2236567C1 (en) | Method for extracting non-homogenous multibed oil deposit | |
| RU2803347C1 (en) | Method for developing superviscous oil deposits | |
| RU2803344C1 (en) | Method for developing superviscous oil deposits | |
| RU2181831C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well | |
| RU2153064C1 (en) | Oil-pool development method | |
| RU2164590C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
| RU2787503C1 (en) | Method for developing deposits in layered reservoirs | |
| RU2215129C1 (en) | Method of development of water-oil field | |
| RU2600255C1 (en) | Method of further development of oil deposit | |
| RU2151861C1 (en) | Oil pool development method | |
| RU2775120C1 (en) | Method for isolating water inflow in a formation with bottom water | |
| RU2757836C1 (en) | Method for development of a zonal-heterogeneous oil reservoir | |
| RU2090742C1 (en) | Method for development of oil formation |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090106 |