RU2290498C1 - Method for extracting oil deposit in heterogeneous collector of low thickness - Google Patents
Method for extracting oil deposit in heterogeneous collector of low thickness Download PDFInfo
- Publication number
- RU2290498C1 RU2290498C1 RU2006109826/03A RU2006109826A RU2290498C1 RU 2290498 C1 RU2290498 C1 RU 2290498C1 RU 2006109826/03 A RU2006109826/03 A RU 2006109826/03A RU 2006109826 A RU2006109826 A RU 2006109826A RU 2290498 C1 RU2290498 C1 RU 2290498C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- formation
- oil
- reservoir
- thickness
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи нефти в неоднородном коллекторе малой толщины.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of oil deposits in a heterogeneous collector of small thickness.
Известен способ разработки нефтяного месторождения, согласно которому строят карты начальных извлекаемых запасов, активных извлекаемых запасов, недренируемых запасов нефти и текущих нефтенасыщенных толщин, оконтуривают на последней карте участки размещения уплотняющего фонда скважин, ограничиваемые величиной текущей нефтенасыщенной толщины, не меньшей величины предельной рентабельной толщины разбуривания, а дополнительные скважины бурят в точках оконтуренных участков, где величина недренируемых запасов обеспечивает рентабельную эксплуатацию скважин (Патент РФ №2087687, кл. Е 21 В 43/20, опубл. 1997.08.20). Способ позволяет повысить вытеснение нефти за счет охвата выработкой недренируемых запасов в пределах участков с рентабельной толщиной.There is a known method of developing an oil field, according to which maps of initial recoverable reserves, active recoverable reserves, non-drained oil reserves and current oil-saturated thicknesses are built, outlines of the well stock are located on the last map, limited by the value of the current oil-saturated thickness, not less than the marginal cost of drilling, and additional wells are drilled at the points of the contoured sections, where the value of non-drained reserves provides a cost-effective the operation of wells (RF Patent No. 2087687, class E 21 B 43/20, publ. 1997.08.20). The method allows to increase oil displacement due to coverage by development of non-drained reserves within areas with cost-effective thickness.
Недостатком способа является низкий коэффициент нефтеизвлечения в результате того, что уплотняющий фонд скважин бурят в оконтуренных участках с нефтенасыщенной толщиной пласта, не меньшей величины предельной рентабельной, подвергая консервации запасы в нефтяной зоне участков, пластов с толщиной менее рентабельной, тем самым снижая нефтеизвлечение.The disadvantage of this method is the low oil recovery coefficient as a result of the fact that the well stock is drilled in contoured sections with an oil-saturated formation thickness of not less than the marginal profit margin, preserving reserves in the oil zone of sections, reservoirs with a thickness less profitable, thereby reducing oil recovery.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки месторождений вязких и битумных нефтей, в частности в пластах с малыми толщинами. Способ включает эксплуатацию месторождений с помощью горизонтальных скважин. Для предотвращения преждевременного прорыва вытесняющего агента и повышения нефтеотдачи пласта в добывающей скважине, проходящей в подошвенной части залежи, увеличивают глубину выхода ствола добывающей скважины из-под продуктивного пласта. Для создания своеобразного нефтяного затвора и для контроля за давлением в газовой подушке наружную обсадную колонну перфорируют в вертикальной части в районе кровли пласта. Причем глубина жидкостного затвора зависит от свойств нефти ожидаемого дебита и пластового давления. Насосно-компрессорные трубы с насосом спускаются до нижней точки обсадной колонны. Нагнетательные скважины располагают параллельно добывающим, проводя горизонтальную часть в кровельной зоне пласта (Патент РФ №2082875, кл. Е 21 В 43/00, опубл. 1997.06.27 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing deposits of viscous and bituminous oils, in particular in formations with small thicknesses. The method includes the exploitation of deposits using horizontal wells. To prevent premature breakthrough of the displacing agent and increase oil recovery in the production well passing in the bottom of the reservoir, the depth of the output of the production well from under the reservoir is increased. To create a kind of oil shutter and to control the pressure in the gas cushion, the outer casing is perforated in the vertical part in the area of the formation roof. Moreover, the depth of the liquid shutter depends on the properties of the oil expected flow rate and reservoir pressure. Tubing with pump down to the bottom of the casing. Injection wells are parallel to the producing ones, spending the horizontal part in the roofing zone of the formation (RF Patent No. 2082875, class E 21 B 43/00, publ. 1997.06.27 - prototype).
Известный способ позволяет отбирать основные запасы нефти из пластов с неоднородным коллектором и малыми толщинами, однако нефтеотдача остается на невысоком уровне вследствие неполного охвата пласта воздействием.The known method allows you to select the main reserves of oil from formations with a heterogeneous reservoir and small thicknesses, however, oil recovery remains at a low level due to incomplete coverage of the formation by the impact.
В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи.The proposed method solves the problem of increasing oil recovery deposits.
Задача решается тем, что в способе разработки залежи нефти в неоднородном коллекторе малой толщины, включающем проводку, по крайней мере, одной скважины под продуктивный пласт и выход горизонтального участка в пласт, спуск колонны насосно-компрессорных труб и эксплуатацию скважины как добывающей или нагнетательной, согласно изобретению после выхода в пласт горизонтальный участок скважины проводят волнообразно от подошвы через середину к кровле пласта и обратно от кровли через середину к подошве пласта с повторением волн по пласту, колонну насосно-компрессорных труб выводят в продуктивный пласт, при эксплуатации скважины как добывающей отбор пластовой жидкости ведут по всему профилю скважины: из подошвенной, срединной и из кровельной части, при эксплуатации скважины как нагнетательной закачку рабочего агента ведут по всему профилю скважины: в подошвенную, срединную и кровельную части пласта.The problem is solved in that in a method for developing an oil reservoir in an inhomogeneous small-thickness reservoir, comprising at least one well being beneath a producing formation and a horizontal section entering the formation, lowering the tubing string and operating the well as a producing or injection well, according to of the invention, after entering the formation, a horizontal section of the well is carried out in waves from the sole through the middle to the top of the formation and back from the roof through the middle to the bottom of the formation with the repetition of waves along the formation, count NNU tubing is brought into the reservoir, when operating the well as producing production fluid, they are conducted along the entire profile of the well: from the bottom, middle and roof parts, when the well is operated as an injection, the working agent is injected throughout the entire profile of the well: into the bottom, the middle and roofing parts of the reservoir.
Признаками изобретения являются:The features of the invention are:
1) проводка, по крайней мере, одной скважины под продуктивный пласт;1) the installation of at least one well under the reservoir;
2) выход горизонтального участка в пласт;2) the exit of the horizontal section into the reservoir;
3) спуск колонны насосно-компрессорных труб;3) descent of the tubing string;
4) эксплуатация скважины как добывающей или нагнетательной;4) operation of the well as production or injection;
5) после выхода в пласт проводка горизонтального участка скважины волнообразно от подошвы через середину к кровле пласта и обратно от кровли через середину к подошве пласта с повторением волн по пласту;5) after entering the formation, the horizontal section of the well is wavy from the sole through the middle to the top of the formation and back from the roof through the middle to the bottom of the formation with the repetition of waves along the formation;
6) вывод колонны насосно-компрессорных труб в продуктивный пласт;6) the withdrawal of the tubing string into the reservoir;
7) при эксплуатации скважины как добывающей отбор пластовой жидкости по всему профилю скважины: из подошвенной, срединной и из кровельной части;7) during the operation of the well as a producing selection of formation fluid along the entire profile of the well: from the bottom, middle and from the roofing;
8) при эксплуатации скважины как нагнетательной закачка рабочего агента по всему профилю скважины: в подошвенную, срединную и кровельную части пласта.8) during the operation of the well as an injection injection of the working agent along the entire profile of the well: in the bottom, middle and roofing parts of the reservoir.
Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5-8 являются существенными отличительными признаками изобретения.Signs 1-4 are common with the prototype, signs 5-8 are the essential distinguishing features of the invention.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При разработке нефтяной залежи на практике пласты с толщиной менее 2 м относят к нерентабельным и, как правило, не вырабатывают. Тем не менее, запасы нефти в таких пластах малой толщины достаточно велики и эффективная разработка таких пластов представляет собой актуальную задачу. Существующие способы разработки пластов малой толщины на практике почти не применяются, поскольку такие пласты помимо малой толщины обладают еще и большой неоднородностью как по площади, так и по высоте пласта, а достигаемая при разработке нефтеотдача остается на невысоком уровне. В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи пластов малой толщины. Задача решается следующим образом.When developing an oil deposit in practice, formations with a thickness of less than 2 m are considered unprofitable and, as a rule, are not produced. Nevertheless, the oil reserves in such formations of small thickness are quite large and the effective development of such formations is an urgent task. The existing methods for developing small-thickness formations are practically not used in practice, since such formations, in addition to small thicknesses, also have large heterogeneity both in area and in height, and the oil recovery achieved during development remains at a low level. In the proposed method, the task of increasing oil recovery of small thicknesses is solved. The problem is solved as follows.
При разработке залежи нефти в неоднородном коллекторе малой толщины осуществляют проводку, по крайней мере, одной скважины под продуктивный пласт и выход горизонтального участка в пласт. После выхода в пласт горизонтальный участок скважины проводят волнообразно от подошвы через середину к кровле пласта и обратно от кровли через середину к подошве пласта с повторением волн по пласту. Спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб и выводят ее в продуктивный пласт. В продуктивном пласте подобным образом проводят добывающие и нагнетательные скважины. При эксплуатации скважины как добывающей отбор пластовой жидкости ведут по всему профилю скважины: из подошвенной, срединной и из кровельной части. При эксплуатации скважины как нагнетательной закачку рабочего агента ведут по всему профилю скважины: в подошвенную, срединную и кровельную части пласта.When developing oil deposits in a heterogeneous reservoir of small thickness, at least one well is laid under a productive formation and the horizontal section enters the formation. After entering the formation, the horizontal section of the well is carried out in waves from the sole through the middle to the top of the formation and back from the roof through the middle to the bottom of the formation with the repetition of waves along the formation. The tubing string is lowered into the well and brought into the reservoir. In a reservoir, production and injection wells are likewise conducted. During the operation of the well as an extracting reservoir fluid, they are conducted along the entire profile of the well: from the bottom, middle and roof parts. When operating the well as an injection, the working agent is injected along the entire profile of the well: in the plantar, middle and roofing parts of the formation.
При такой организации скважин удается решить задачу отбора нефти из пласта, имеющего неоднородность, как по площади, так и по толщине пласта. По площади пласта горизонтальный участок скважины проводят в любую зону с любой неоднородностью, обеспечивая охват пласта воздействием по площади. По толщине пласта горизонтальный участок скважины проводят по всему профилю пласта: по подошвенной, срединной и кровельной части, обеспечивая максимально возможно охват пласта воздействием по толщине.With such an organization of wells, it is possible to solve the problem of oil selection from a formation having heterogeneity, both in area and in thickness of the formation. By the area of the reservoir, a horizontal section of the well is carried out in any zone with any heterogeneity, providing coverage of the formation by the effect of the area. According to the thickness of the formation, a horizontal section of the well is carried out along the entire profile of the formation: along the bottom, middle and roofing, providing the greatest possible coverage of the formation by the effect of thickness.
Проницаемость по толщине может меняться на порядок за счет глинистости прикровельной и приподошвенной части пласта. Поэтому волнообразное размещение скважины в пласте и создание посредством такой скважины сообщения пропластков с разной проницаемостью способствует повышению гидродинамической связи между пропластками по толщине и наилучшей выработке запасов из всех пропластков.The permeability in thickness can vary by an order of magnitude due to the clayiness of the bed and bottom of the formation. Therefore, the wave-like placement of the well in the formation and the creation by means of such a well of communication of the interlayers with different permeabilities contributes to an increase in the hydrodynamic connection between the interlayers in thickness and the best development of reserves from all the interlayers.
Как правило, пласты малой толщины располагаются между достаточно толстыми и пригодными к обычной разработке пластами. В этом случае на заключительной стадии разработки пласта малой толщины возможна перфорация существующих на залежи скважин в интервале пласта малой толщины и воздействие на пласт через существующий фонд скважин.Typically, formations of small thickness are located between sufficiently thick and suitable for conventional development of formations. In this case, at the final stage of development of a small-thickness formation, it is possible to perforate existing wells in the interval of a small-thickness formation and impact the formation through an existing well stock.
Способ осуществляют в следующей последовательности.The method is carried out in the following sequence.
Многопластовую залежь, представленную неоднородным коллектором, разбуривают редкой сеткой скважин, осуществляют обустройство. Производят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в продуктивные рентабельные пласты и отбирают пластовую жидкость через добывающие скважины. В процессе эксплуатации производят замеры добычи нефти, воды, закачки и пластового давления. Используя полученную информацию по вновь пробуренным скважинам или по пробуренному фонду на объекты эксплуатации, уточняют геологическое строение залежи, распространение коллектора по площади и разрезу залежи, изменение его фильтрационно-емкостных свойств. Строят карты эффективно-нефтенасыщенных толщин, определяют запасы нефти, дополнительно проводят моделирование процесса разработки залежи. С учетом текущих условий разработки оконтуривают в нефтяной зоне участки недренируемых запасов нефти в пластах с нефтенасыщенной толщиной менее рентабельной, равной 2 м (пласты малой толщины). В пласты малой толщины бурят горизонтальные и/или субгоризонтальные, возможно, разветвленные скважины так, чтобы их забои заменяли два или более проектных забоев, и максимально были приближены к утвержденной плотности сетки. При бурении скважины пласт малой толщины проходят с наклоном, определяют гипсометрию кровли и подошвы, углубляются ниже пласта с интенсивным набором угла и снова входят в пласт с его подошвы. Спускают колонну насосно-компрессорных труб, устанавливают ее башмак в подошвенной части пласта и продолжают бурение меньшим размером долота по тому же азимуту, что и у смещения на точку входа в пласт или с отходом от него в разные стороны, пересекая пласт по высоте несколько раз, но не выходя из него. При этом фильтрационная поверхность скважины в пласте малой толщины увеличивается кратно, позволяя ввести в разработку недренируемые запасы, увеличить коэффициент охвата их выработкой и повысить нефтеизвлечение. В зависимости от сцементированности или крепости породы, слагающей пласт, в ствол спускают извлекаемый хвостовик с фильтром или оставляют его открытым, обеспечивая воздействие по всему профилю пласта. В случае падения пластового давления более 0,2-0,3 МПа в год осваивают под закачку нагнетательные скважины из ранее пробуренного фонда. В случае обводнения скважины до 98% переводят ее под нагнетание.A multilayer reservoir, represented by a heterogeneous reservoir, is drilled with a rare grid of wells, and an arrangement is carried out. The working agent is injected through injection wells into productive, cost-effective formations and formation fluid is taken through production wells. During operation, oil, water, injection and reservoir pressure are measured. Using the information obtained on newly drilled wells or on a drilled fund for production facilities, the geological structure of the reservoir, the distribution of the reservoir over the area and section of the reservoir, and the change in its filtration-capacitive properties are clarified. Maps of effective oil-saturated thicknesses are built, oil reserves are determined, and modeling of the reservoir development process is additionally carried out. Taking into account the current development conditions, sections of non-drained oil reserves in formations with oil-saturated thickness less profitable equal to 2 m (formations of small thickness) are outlined in the oil zone. Horizontal and / or subhorizontal, possibly branched wells are drilled into thin formations so that their faces replace two or more design faces, and are as close as possible to the approved grid density. When drilling a well, a small-thickness formation passes with an inclination, determines the hypsometry of the roof and sole, deepens below the formation with an intensive set of angle, and re-enters the formation from its sole. The tubing string is lowered, its shoe is installed in the bottom of the formation and drilling is continued with a smaller bit size in the same azimuth as at the offset to the entry point into the formation or with departure from it in different directions, crossing the formation several times, but without leaving it. At the same time, the filtration surface of the well in a small-thickness formation increases by several times, making it possible to introduce non-drained reserves into development, increase the coverage coefficient by their production and increase oil recovery. Depending on the cementation or strength of the rock composing the formation, the retrievable shank with the filter is lowered into the shaft or left open, providing an impact along the entire profile of the formation. In the event of a drop in reservoir pressure of more than 0.2-0.3 MPa per year, injection wells from a previously drilled pool are being developed for injection. In the case of watering the well up to 98% translate it under injection.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1180 м, пластовая температура 25°С, пластовое давление 11,6 МПа, пористость 16-26%, проницаемость 0,140 мкм2, нефтенасыщенность 84%, вязкость нефти 32 мПа·с, плотность нефти 918 кг/м3, плотность пластовой воды 1156 кг/м3. Залежь разрабатывают в течение 9 лет.An oil reservoir with the following characteristics is being developed: depth 1180 m, reservoir temperature 25 ° C, reservoir pressure 11.6 MPa, porosity 16-26%, permeability 0.140 μm 2 , oil saturation 84%, oil viscosity 32 MPa · s, oil density 918 kg / m 3 , the density of produced water 1156 kg / m 3 . The deposit has been developed for 9 years.
Анализируют участок залежи в отложениях тульского горизонта. Участок разбуривают редкой сеткой скважин, осуществляют их обустройство. Уточняют строение залежи. Производят закачку воды в нагнетательные скважины и добычу пластовой жидкости через добывающие скважины. Осуществляют замеры добычи нефти, воды, закачки и пластового давления. Строят карты эффективно-нефтенасыщенных толщин, разделяют нефтяные и водонефтяные зоны, выделяют пласт с нерентабельной толщиной до двух метров.Analyze the site of deposits in the sediments of the Tula horizon. The site is drilled with a rare grid of wells, their arrangement is carried out. Clarify the structure of the deposits. Water is injected into injection wells and formation fluid is produced through production wells. Measure oil production, water, injection and reservoir pressure. Maps of effective oil-saturated thicknesses are built, oil and water-oil zones are separated, a layer with an unprofitable thickness of up to two meters is isolated.
Выделенный пласт имеет следующие характеристики: глубина 1187 м, толщина 1,5 м, пластовая температура 25°С, пластовое давление 11,8 МПа, нефтенасыщенность 78-84%, вязкость нефти 3,2 мПа·с, плотность нефти 918 кг/м3, плотность пластовой воды 1160 кг/м3, по подошве: пористость 18%, проницаемость 0,092 мкм2, по кровле: пористость 19%, проницаемость 0,108 мкм2, по срединной части: пористость 26%, проницаемость 0,283 мкм2.The selected reservoir has the following characteristics: depth 1187 m, thickness 1.5 m, reservoir temperature 25 ° C, reservoir pressure 11.8 MPa, oil saturation 78-84%, oil viscosity 3.2 MPa · s, oil density 918 kg / m 3 , the density of produced water is 1160 kg / m 3 , on the sole: porosity 18%, permeability 0,092 μm 2 , on the roof: porosity 19%, permeability 0,108 μm 2 , in the middle part: porosity 26%, permeability 0,283 μm 2 .
Бурят одну горизонтальную добывающую скважину в выделенный пласт. Размещают ствол горизонтальной добывающей скважины в выделенной зоне так, чтобы он соединил две проектные скважино-точки по утвержденной плотности сетки скважин. Подсчитывают запасы нефти в пределах зоны дренирования горизонтальной скважины - 96,52 тыс.т. геологических и 33,8 тыс.т. извлекаемых запасов. Бурят горизонтальную скважину долотом диаметром 215 мм, проходят продуктивный пласт толщиной 1,7 м под углом 70°, уточняют гипсометрические отметки кровли и подошвы пласта. Продолжают бурение с интенсивным набором угла и входят в пласт с подошвы, еще раз определив ее гипсометрическую отметку. Спускают колонну труб диаметром 168 мм, установив ее башмак в подошвенной части продуктивного пласта, продолжают бурение меньшим долотом диаметром 144 мм, волнообразно пересекая пласт, но не выходя из него. Расстояние бурения - 300 м, соответствующее плотности сетки скважин. Обустраивают горизонтальную скважину, оставив ствол открытым, так как песчаник хорошо сцементирован, и пускают скважину в эксплуатацию. Дебит скважины в 4 раза выше, чем у окружающих скважин, вскрывших коллектор такой же толщины, и составляет 8,5 т/сут. По расчету за 10 лет эксплуатации скважины всего будет добыто 30 тыс.т нефти и 10 тыс.т воды. Обводнение продукции происходит от нагнетательной скважины, расположенной в зоне с толщиной более двух метров. При известном способе добыча с этого участка не производилась бы вообще, и участок характеризовался бы как застойная зона. Текущее нефтеизвлечение за 10 лет эксплуатации по рассматриваемому участку по предлагаемому способу составляет 23,3%. При себестоимости добычи нефти 2,5 тыс.руб. за тонну и цене нефти 5,0 тыс. рублей за тонну экономия, при реализации на внутреннем рынке, составит:One horizontal production well is drilled into a dedicated formation. Place the horizontal production wellbore in the selected area so that it connects two design well points according to the approved density of the well grid. Calculate oil reserves within the drainage zone of a horizontal well - 96.52 thousand tons geological and 33.8 thousand tons recoverable reserves. A horizontal well is drilled with a chisel with a diameter of 215 mm, a productive stratum is 1.7 m thick at an angle of 70 °, the hypsometric marks of the roof and the bottom of the stratum are specified. Drilling is continued with an intensive set of angle and enter the formation from the sole, once again determining its hypsometric mark. A string of pipes with a diameter of 168 mm is lowered, placing its shoe in the bottom of the productive formation, and drilling is continued with a smaller bit with a diameter of 144 mm, intersecting the formation in waves, but without leaving it. Drilling distance - 300 m, corresponding to the density of the grid of wells. They equip a horizontal well, leaving the trunk open, since the sandstone is well cemented, and the well is put into operation. The well production is 4 times higher than that of the surrounding wells, which opened a reservoir of the same thickness, and is 8.5 tons / day. According to the calculation, over 10 years of well operation, a total of 30 thousand tons of oil and 10 thousand tons of water will be produced. Product flooding comes from an injection well located in an area with a thickness of more than two meters. With the known method, production from this site would not be carried out at all, and the site would be characterized as a stagnant zone. The current oil recovery for 10 years of operation in the considered area for the proposed method is 23.3%. At a cost of oil production of 2.5 thousand rubles. per ton and oil price of 5.0 thousand rubles per ton, the savings, when sold on the domestic market, will be:
Э=ΔQн·(Ц-С)=30,0·2,5=75,0 млн. руб.,E = ΔQn · (C-C) = 30.0 · 2.5 = 75.0 million rubles.,
где ΔQн - дополнительная добыча нефти, тыс.т,where ΔQн - additional oil production, thousand tons,
Ц - цена нефти, тыс.руб./т,C - the price of oil, thousand rubles / t,
С - себестоимость добычи одной тонны нефти тыс.руб./т, т.е. по предлагаемому способу в среднем в год будет добываться 3,0 тыс.т дополнительной нефти и экономия за 1 год составит 7,5 млн. руб.C - the cost of production per ton of oil thousand rubles / t, i.e. according to the proposed method, an average of 3.0 thousand tons of additional oil will be produced per year and the savings for 1 year will be 7.5 million rubles.
К концу 23 года эксплуатации продукция скважины обводнилась до 98%, пластовое давление в залежи, несмотря на ввод в действие двух нагнетательных скважин, продолжало падать и горизонтальную скважину освоили под нагнетание.By the end of 23 years of production, well production was flooded to 98%, reservoir pressure in the reservoir, despite the commissioning of two injection wells, continued to fall and the horizontal well was mastered for injection.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу в неоднородном коллекторе малой толщины.The application of the proposed method will improve oil recovery in a heterogeneous reservoir of small thickness.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006109826/03A RU2290498C1 (en) | 2006-03-29 | 2006-03-29 | Method for extracting oil deposit in heterogeneous collector of low thickness |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006109826/03A RU2290498C1 (en) | 2006-03-29 | 2006-03-29 | Method for extracting oil deposit in heterogeneous collector of low thickness |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2290498C1 true RU2290498C1 (en) | 2006-12-27 |
Family
ID=37759831
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006109826/03A RU2290498C1 (en) | 2006-03-29 | 2006-03-29 | Method for extracting oil deposit in heterogeneous collector of low thickness |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2290498C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2524703C1 (en) * | 2013-08-05 | 2014-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development of minor oil deposits |
| RU2544938C1 (en) * | 2014-05-21 | 2015-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Horizontal well making in formation with low thickness |
| RU2568455C2 (en) * | 2014-04-03 | 2015-11-20 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Horizontal section drilling method for screw-shaped operating well |
-
2006
- 2006-03-29 RU RU2006109826/03A patent/RU2290498C1/en active
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2524703C1 (en) * | 2013-08-05 | 2014-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development of minor oil deposits |
| RU2568455C2 (en) * | 2014-04-03 | 2015-11-20 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Horizontal section drilling method for screw-shaped operating well |
| RU2544938C1 (en) * | 2014-05-21 | 2015-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Horizontal well making in formation with low thickness |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2382183C1 (en) | Multi zone oil reservoir at late stage with unstable cover formation and non-homogeneous collector development method | |
| RU2339801C2 (en) | Method for development of multi-horizon non-uniform oil fields by means of branched horizontal wells | |
| RU2459935C1 (en) | Multi-site oil deposit development method | |
| RU2578134C1 (en) | Method of developing oil deposits in fractured reservoirs with water oil zones | |
| RU2303125C1 (en) | Multizone oil reservoir development method | |
| RU2318993C1 (en) | Method for watered oil pool development | |
| RU2290498C1 (en) | Method for extracting oil deposit in heterogeneous collector of low thickness | |
| RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
| RU2547530C1 (en) | Method of development of gas-and-oil reservoirs | |
| RU2097536C1 (en) | Method of developing irregular multiple-zone oil deposit | |
| RU2465434C1 (en) | Method of recovery of flooded gas well with collapsed production tubing in productive interval | |
| RU2580562C1 (en) | Method of developing oil deposits | |
| RU2447272C1 (en) | Method of massive deposit development | |
| RU2595112C1 (en) | Method for development of oil deposit at late stage of development | |
| RU2282023C1 (en) | Development method for oil deposit having oil-water zones | |
| RU2170340C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
| RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
| RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well | |
| RU2464414C1 (en) | Method of developing multi-bed massive oil deposit | |
| RU2151860C1 (en) | Method for development of oil pool with bottom water | |
| RU2610485C1 (en) | Method of developing oil and gas deposits | |
| RU2164590C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
| RU2236567C1 (en) | Method for extracting non-homogenous multibed oil deposit | |
| RU2812976C1 (en) | Method for developing oil deposits | |
| RU2208137C1 (en) | Method of oil deposit development |