RU2338059C2 - Способ разработки многопластовых нефтяных месторождений - Google Patents

Способ разработки многопластовых нефтяных месторождений Download PDF

Info

Publication number
RU2338059C2
RU2338059C2 RU2005137874/03A RU2005137874A RU2338059C2 RU 2338059 C2 RU2338059 C2 RU 2338059C2 RU 2005137874/03 A RU2005137874/03 A RU 2005137874/03A RU 2005137874 A RU2005137874 A RU 2005137874A RU 2338059 C2 RU2338059 C2 RU 2338059C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
development
wells
layers
well
oil
Prior art date
Application number
RU2005137874/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2005137874A (ru
Inventor
Юрий Иванович Баканов (RU)
Юрий Иванович Баканов
Владимир Федорович Будников (RU)
Владимир Федорович Будников
Дмитрий Владимирович Будников (RU)
Дмитрий Владимирович Будников
Вадим Георгиевич Гераськин (RU)
Вадим Георгиевич Гераськин
Сергей Анатольевич Жвачкин (RU)
Сергей Анатольевич Жвачкин
Андрей Александрович Захаров (RU)
Андрей Александрович Захаров
Владимир Петрович Колесниченко (RU)
Владимир Петрович Колесниченко
Надежда Ивановна Кобелева (RU)
Надежда Ивановна Кобелева
Игорь Николаевич Кравцов (RU)
Игорь Николаевич Кравцов
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром"
Priority to RU2005137874/03A priority Critical patent/RU2338059C2/ru
Publication of RU2005137874A publication Critical patent/RU2005137874A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2338059C2 publication Critical patent/RU2338059C2/ru

Links

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки многопластовых нефтяных месторождений. Обеспечивает максимальную добычу нефти с минимальными затратами капитальных вложений и текущими затратами на добычу нефти. Сущность изобретения: способ включает выделение эксплуатационных объектов, бурение добывающих и нагнетательных скважин на выделенные эксплуатационные объекты, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин. Согласно изобретению эксплуатационные объекты - ячейки скважин выделяют из условия разработки всех пластов геологического разреза. Определяют величину дебита ячейки скважин с выбранным вариантом объединения пластов в выделенный эксплуатационный объект разработки. При этом рассматривают полное разделение пластов на самостоятельные объекты, объединение всех пластов в один объект разработки и объединение части пластов. Для каждого из рассматриваемых случаев величину дебита определяют по различным аналитическим выражениям. После этого выбирают наилучший вариант выделения пластов в самостоятельный объект разработки из критерия обеспечения максимальной величины дебита ячейки скважин и минимального срока разработки при поочередном вводе объектов в разработку снизу вверх. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки многопластовых нефтяных месторождений.
Большинство месторождений нефти и газа состоят из нескольких продуктивных пластов, расположенных на различных глубинах этажа нефтегазоносности.
Известен способ разработки многопластовых нефтяных месторождений, по которому каждый обособленный нефтяной пласт разрабатывают своей сеткой добывающих и нагнетательных скважин [1] (Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтепромысловая геология и геологические основы разведки месторождений нефти и газа. М.: Недра, 1985, с.282).
Основной недостаток этого способа состоит в многократном увеличении капитальных вложений в бурение скважин и текущих экономических затрат на добычу нефти. Для пластов с низкой продуктивностью применение этого способа приводит к экономической нерентабельности разработки таких месторождений.
Известен способ разработки многопластовых нефтяных месторождений, по которому все нефтяные пласты, расположенные в пределах одной и той же нефтяной площади, объединяются в один общий эксплуатационный объект [2] (Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтепромысловая геология и геологические основы разведки нефти и газа. М.: Недра, 1985, с.236). Однако и этот способ имеет свои негативные результаты. Опыт применения способа в России и Казахстане указывает на геолого-физические условия, благоприятствующие или препятствующие объединению нефтяных пластов в общие эксплуатационные объекты самостоятельной разработки.
Недостатком известного способа разработки многопластового месторождения с объединением нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект является то, что не учитываются продуктивности пластов, их толщина и, следовательно, потенциальные дебиты, а также зональная и послойная неоднородность пластов по проницаемости, что в отдельных случаях может привести к значительному увеличению неравномерности вытеснения нефти закачиваемой водой, и вместо ожидаемого увеличения среднего дебита на скважину происходит его снижение. Это приводит к более раннему выключению скважин из эксплуатации и снижению нефтеотдачи пластов.
Известен также способ разработки многопластовых месторождений нефти, включающий выделение эксплуатационных объектов, бурение добывающих и нагнетательных скважин на выделенные эксплуатационные объекты, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин, перед выделением эксплуатационных объектов определяют общее увеличение начального амплитудного дебита нефти проектных скважин, а выделение эксплуатационных объектов производят в соответствии со следующими критериями рационального объединения:
n·λ>e+z,
где
Figure 00000001
Figure 00000002
Figure 00000003
Figure 00000004
где n - число нефтяных пластов, объединяемых в один общий эксплуатационный объект;
λ - относительное уменьшение суммарного амплитудного дебита нефти нефтяных пластов, возможное при объединении нескольких нефтяных пластов по причине ограничения максимального забойного давления нагнетательных скважин давлением гидроразрыва одного из пластов и минимального забойного давления добывающих скважин давлением насыщения нефти газом одного из пластов;
Z - комплексный параметр, интегрально учитывающий увеличение неравномерности вытеснения нефти агентом, увеличение суммарного отбора жидкости при фиксированном суммарном отборе нефти и уменьшение доли нефти в суммарном отборе жидкости в зависимости от числа объединяемых нефтяных пластов,
ηi - средний коэффициент продуктивности по отдельному i-му нефтяному пласту;
Figure 00000005
и
Figure 00000006
- забойные давления, соответственно, нагнетательных и добывающих скважин при совместной разработке нефтяных пластов;
Figure 00000007
и
Figure 00000008
- забойные давления нагнетательных и добывающих скважин при раздельной работе нефтяных пластов;
Figure 00000009
- средняя величина расчетной послойной неоднородности нефтяного пласта при обособленной разработке нефтяных пластов;
Figure 00000010
- средняя величина зональной неоднородности по проницаемости нефтяного пласта;
Figure 00000011
- неоднородность нефтяных пластов по средней проницаемости, которая проявляется при совместной разработке нефтяных пластов [3] (Патент RU 2142046, кл. Е2/В 43/20, опубл. 1999 г.).
Однако известный способ предполагает достоверное знание всех видов неоднородности по всем пластам месторождения.
Когда же многопластовое месторождение нефти имеет малую площадь нефтеносности, причем площадь отдельных пластов в плане не полностью совпадает друг с другом, и месторождение открыто и разведано 3-5 разведочными скважинами, и нет никакой информации о неоднородности пластов, то известный способ разработки (прототип) неприменим. При этом приходится иметь в виду, что для обеспечения рентабельности добычи нефти из таких месторождений, особенно с низкой продуктивностью и высокими пластовыми давлениями, приходится оставлять в эксплуатации разведочные скважины и добуривать две-три скважины для создания сетки разработки и организации воздействия на пласт закачкой воды или газа.
Месторождения с малой площадью нефтеносности, как правило, имеют законтурные воды, причем зачастую пласты гидродинамически не связаны друг с другом.
Организовывать для каждого пласта самостоятельную сетку скважин нецелесообразно по экономическим соображениям, а геологические условия зачастую не позволяют объединять все пласты в один объект разработки. Поэтому проблема выделения пластов в самостоятельные объекты разработки стоит для этих месторождений не менее остро.
В то же время по разведочным скважинам всегда имеется информация о коэффициентах продуктивности пластов в скважинах, по которой можно определить средние значения. Известно, что коэффициенты продуктивности пропорциональны проницаемости, и потому, по их величинам можно судить о неравномерности строения.
Задачей настоящего изобретения является обеспечение максимальной добычи нефти с минимальными затратами капитальных вложений и текущими затратами на добычу нефти.
Сущность настоящего изобретения заключается в том, что в способе разработки многопластовых нефтяных месторождений, включающем выделение эксплуатационных объектов, бурение добывающих и нагнетательных скважин на выделенные эксплуатационные объекты, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин, согласно изобретению эксплуатационные объекты - ячейки скважин выделяют из условия разработки всех пластов геологического разреза, определяют величину дебита ячейки скважин с выбранным вариантом объединения пластов в выделенный эксплуатационный объект разработки по формулам: при полном разделении пластов на самостоятельные объекты:
Figure 00000012
при объединении всех пластов в один объект разработки:
Figure 00000013
при объединении части пластов:
Figure 00000014
где ηHi - средний коэффициент приемистости i-го пласта в нагнетательной скважине;
ηЭi - средний коэффициент продуктивности i-го пласта в добывающей скважине;
μ*ηЭi - продуктивность i-го пласта добывающей скважины;
ηHi μ* - приемистость i-го пласта нагнетательной скважины;
n - количество пластов, объединяемых в выделенный эксплуатационный объект разработки;
k - количество пластов, оставляемых в качестве самостоятельных объектов разработки;
m - количество добывающих скважин в выделенном эксплуатационном объекте разработки - ячейке скважин;
РCHi и РСЭi - забойные давления в нагнетательной и добывающей скважинах при раздельной разработке i-го пласта;
Figure 00000015
и
Figure 00000016
- максимально возможное забойное давление в нагнетательной скважине и минимально возможное забойное давление в добывающей скважине при объединении всех пластов в один выделенный эксплуатационный объект разработки;
Figure 00000017
и
Figure 00000018
- максимально возможное забойное давление в нагнетательной скважине и минимально возможное забойное давление в добывающей скважине для объединяемых пластов в один выделенный эксплуатационный объект разработки,
при этом учитывают ограничения:
Figure 00000019
- из всех пластов;
Figure 00000020
- из объединяемых пластов;
Figure 00000021
- для каждого обособленного пласта;
Figure 00000022
- из объединяемых пластов;
Figure 00000023
- для каждого обособленного пласта,
где
Figure 00000024
и
Figure 00000025
- давление гидроразрыва пласта, соответственно минимальное из всех объединяемых пластов и i-го пласта;
Figure 00000026
и
Figure 00000027
- давление насыщения, соответственно максимальное из всех объединяемых пластов и i-го пласта, выбирают наилучший вариант выделения пластов в самостоятельный объект разработки из критерия обеспечения максимальной величины дебита ячейки скважин и минимального срока разработки при поочередном вводе объектов в разработку снизу вверх.
Кроме того, при аномально высокой эффективной мощности пласта в сравнении с остальными пластами разработку этого пласта ведут полого-наклонными стволами тех же скважин.
Нередко из пробуренных разведочных скважин и проектируемых эксплуатационных на площади месторождения умещается одна-две ячейки скважин, проходящие через все продуктивные пласты разреза, в зависимости от способа объединения пластов в обособленные объекты разработки, суммарный дебит ячейки скважин будет изменять свое значение. Наиболее целесообразно в этом случае выбирать вариант с максимальным дебитом. Однако может оказаться, что при одновременной разработке всех объектов, потребуется неоправданное экономически большое количество одновременно действующих скважин с колоссальными затратами на их строительство и малым сроком разработки, не обеспечивающим выработку ресурса скважин. Поэтому вариант максимального дебита ячейки скважин нужно соотносить с минимальным сроком разработки месторождения при поочередном вводе объектов. Порядок ввода объектов в разработку может быть любым: по величине вводимых запасов, по продуктивности пластов объекта разработки и т.д., но здесь нужно учитывать, что при выключении объекта из разработки и вводе нового, надежное разобщение получается при отключении нижнего.
Способ включает выделение эксплуатационных объектов, бурение добывающих и нагнетающих скважин на выделенные эксплуатационные объекты, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин. В начале определяют дебиты ячейки сетки скважин для различных вариантов объединения пластов в объект разработки с учетом ограничений по забойным давлениям нагнетательных и добывающих скважин. Выбирают вариант с наибольшим дебитом на ячейку скважины и минимальным сроком разработки при очередности ввода объектов в разработку снизу вверх.
Способ осуществляют следующим образом: выбирают ячейку скважин, разрабатывающую все пласты геологического разреза, определяют коэффициенты продуктивности для каждого пласта в процессе бурения и освоения разведочных скважин, определяют пластовые давления и давления насыщения для каждого из пластов, делают расчеты дебита ячейки скважин для различных вариантов объединения пластов в объект разработки по формулам:
при полном разделении пластов на самостоятельные объекты:
Figure 00000028
при объединении всех пластов в один объект разработки:
Figure 00000029
при объединении части пластов:
Figure 00000030
где ηЭi - средний коэффициент продуктивности i-го пласта в добывающей скважине;
μ*ηHi - приемистость i-го пласта нагнетательной скважины
n - количество пластов, объединяемых в выделенный эксплуатационный объект разработки;
k - количество пластов, оставляемых в качестве самостоятельных объектов разработки;
m - количество добывающих скважин в выделенном эксплуатационном объекте разработки - ячейке скважин;
РCHi и PСЭi - забойные давления в нагнетательной и добывающей скважинах при раздельной разработке i-го пласта;
Figure 00000031
и
Figure 00000032
- максимально возможное забойное давление в нагнетательной скважине и минимально возможное забойное давление в добывающей скважине при объединении всех пластов в один выделенный эксплуатационный объект разработки;
Figure 00000033
и
Figure 00000034
- максимально возможное забойное давление в нагнетательной скважине и минимально возможное забойное давление в добывающей скважине для объединяемых пластов в один выделенный эксплуатационный объект разработки, с учетом ограничений:
Figure 00000035
- из всех пластов;
Figure 00000036
- из объединяемых пластов;
Figure 00000037
- каждого обособленного пласта;
Figure 00000038
- из объединяемых пластов;
Figure 00000039
- из объединяемых пластов;
Figure 00000040
- каждого обособленного пласта,
где
Figure 00000041
и
Figure 00000042
- давление гидроразрыва пласта, соответственно минимальное из всех объединяемых пластов и i-го пласта.
Figure 00000043
и
Figure 00000044
- давление насыщения, соответственно максимальное из всех объединяемых пластов и i-го пласта, выбирают наилучший вариант выделения пластов в самостоятельный объект разработки из критерия обеспечения максимальной величины дебита ячейки скважин
Figure 00000045
и минимального срока разработки месторождения при поочередном вводе объектов в разработку снизу вверх.
С целью ускорения сроков разработки продуктивных пластов эффективной толщиной, превышающей остальные пласты в несколько раз, на эти пласты забуривают полого наклонные стволы скважин.
Если пластовые залежи нефти подпираются законтурной водой, то давление нагнетания в нагнетательных скважинах приконтурной зоны залежи не должно превышать пластового давления за контуром, чтобы предотвратить отток нефти за контур.
Рассмотрим вариант осуществления предлагаемого способа разработки. Исходные данные по пластам месторождения приведены в таблице.
Таблица
№ пласт μ*ηHi ηЭi Рпл. Рнас Рраз Примечание
1 0,72 1,0 550 270 650 Контур нефтеносности подпирается законтурной водой по всем пластам
2 0,42 0,7 560 270 650
3 0,42 0,5 570 250 650
4 0,18 0,2 570 250 650
5 0,12 0,15 600 300 700
6 0,18 0,25 600 300 700
Месторождение имеет малую площадь нефтеносности, не везде площади нефтеносности по пластам совпадают в плане. На площади, совпадающей в плане по всем шести пластам, может быть размещена пятиточечная ячейка скважин с центральной нагнетательной скважиной. Вдоль контура могут быть размещены дополнительные нагнетательные скважины. Давление нагнетания целесообразно поддерживать в центральной и периферийных нагнетательных скважинах одинаковым исходя из количества дренируемых запасов нефти внутри ячейки и скважин вне ее.
Прежде всего, выделим самостоятельные объекты разработки. Сначала рассмотрим два крайних варианта: а) раздельная разработка всех пластов и б) совместная разработка всех пластов
Рассчитаем дебит ячейки скважин:
а)
Figure 00000046
Figure 00000047
б)
Figure 00000048
Тогда
Figure 00000049
Анализируя дальше исходные данные, замечаем, что у двух нижних пластов более высокие пластовые давления.
Подсчитаем вариант объединения в самостоятельный объект разработки четырех верхних пластов и в другой объект двух нижних пластов. Тогда
Figure 00000050
где
Figure 00000051
и
Figure 00000052
- из четырех верхних пластов, а
Figure 00000053
и
Figure 00000054
- из двух нижних пластов. Тогда
Figure 00000055
(1-4 пласты)
Figure 00000056
(5-6 пласты)
Figure 00000057
Как видно, объединение всех пластов хуже этого варианта.
Рассмотрим еще один вариант объединения пластов в обособленные объекты разработок. Дальнейший анализ исходных данных показывает, что из четырех верхних пластов третий и четвертый пласты имеют более высокие пластовые давления в сравнении с первым и вторым, но более низкие давления насыщения.
Разделим четыре верхних пласта на два объекта разработки: первый и второй; третий и четвертый. Определим дебиты у ячейки скважин для каждого из этих объектов.
Figure 00000058
Figure 00000059
Тогда при разделении шести пластов на три обособленных объекта суммарный дебит ячейки всех шести пластов
Figure 00000060
Дебиты ячейки скважин по этому варианту выделения объектов разработки - 486,7 т/сутки и по первому варианту - 490,3 т/сутки сравнимы. Но при одновременной разработке для осуществления первого варианта требуется для одной ячейки (по площади) 30 скважин, а для последнего - 15 скважин. Однако, учитывая малые запасы нефти и соответственно срок разработки, можно обойтись пятью скважинами при разработке выделенных запасов снизу вверх, что и предусматривает предлагаемый нами способ разработки.
Способ позволяет обеспечить увеличение отборов из добывающих скважин с минимальными затратами на разработку.

Claims (2)

1. Способ разработки многопластовых нефтяных месторождений, включающий выделение эксплуатационных объектов, бурение добывающих и нагнетательных скважин на выделенные эксплуатационные объекты, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин, отличающийся тем, что эксплуатационный объекты - ячейки скважин выделяют из условия разработки всех пластов геологического разреза;
определяют величину дебита ячейки скважин с выбранным вариантом объединения пластов в выделенный эксплуатационный объект разработки по формулам:
при полном разделении пластов на самостоятельные объекты:
Figure 00000061
при объединении всех пластов в один объект разработки:
Figure 00000062
при объединении части пластов:
Figure 00000063
где ηHi - средний коэффициент приемистости i-го пласта в нагнетательной скважине;
ηЭi - средний коэффициент продуктивности i-го пласта в добывающей скважине;
μ*ηЭi - продуктивность i-го пласта добывающей скважины;
ηHi μ* - приемистость i-го пласта нагнетательной скважины;
n - количество пластов, объединяемых в выделенный эксплуатационный объект разработки;
k - количество пластов, оставляемых в качестве самостоятельных объектов разработки;
m - количество добывающих скважин в выделенном эксплуатационном объекте разработки - ячейке скважин;
PCHi и PСЭi - забойные давления в нагнетательной и добывающей скважинах при раздельной разработке i-го пласта;
Р* CH и Р* СЭ - максимально возможное забойное давление в нагнетательной скважине и минимально возможное забойное давление в добывающей скважине при объединении всех пластов в один выделенный эксплуатационный объект разработки;
Р** CH и Р** СЭ - максимально возможное забойное давление в нагнетательной скважине и минимально возможное забойное давление в добывающей скважине для объединяемых пластов в один выделенный эксплуатационный объект разработки,
при этом учитывают ограничения:
Figure 00000064
- из всех пластов;
Figure 00000065
- из объединяемых пластов;
Figure 00000066
- для каждого обособленного пласта;
Figure 00000067
- из объединяемых пластов;
Figure 00000068
- для каждого обособленного пласта,
где
Figure 00000069
и
Figure 00000070
- давление гидроразрыва пласта, соответственно минимальное из всех объединяемых пластов и i-го пласта;
Figure 00000071
и
Figure 00000072
- давление насыщения, соответственно максимальное из всех объединяемых пластов и i-го пласта,
выбирают наилучший вариант выделения пластов в самостоятельный объект разработки из критерия обеспечения максимальной величины дебита ячейки скважин и минимального срока разработки при поочередном вводе объектов в разработку снизу вверх.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при аномально высокой эффективной мощности пласта в сравнении с остальными пластами разработку этого пласта ведут пологонаклонными стволами тех же скважин.
RU2005137874/03A 2005-12-05 2005-12-05 Способ разработки многопластовых нефтяных месторождений RU2338059C2 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2005137874/03A RU2338059C2 (ru) 2005-12-05 2005-12-05 Способ разработки многопластовых нефтяных месторождений

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2005137874/03A RU2338059C2 (ru) 2005-12-05 2005-12-05 Способ разработки многопластовых нефтяных месторождений

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2005137874A RU2005137874A (ru) 2007-06-10
RU2338059C2 true RU2338059C2 (ru) 2008-11-10

Family

ID=38312259

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2005137874/03A RU2338059C2 (ru) 2005-12-05 2005-12-05 Способ разработки многопластовых нефтяных месторождений

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2338059C2 (ru)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2463444C1 (ru) * 2011-06-03 2012-10-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ разработки нефтяной залежи
RU2491418C1 (ru) * 2011-12-14 2013-08-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ разработки многопластовой нефтяной залежи
RU2493362C1 (ru) * 2012-09-19 2013-09-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ разработки нефтяной залежи
RU2513791C1 (ru) * 2012-10-22 2014-04-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2463444C1 (ru) * 2011-06-03 2012-10-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ разработки нефтяной залежи
RU2491418C1 (ru) * 2011-12-14 2013-08-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ разработки многопластовой нефтяной залежи
RU2493362C1 (ru) * 2012-09-19 2013-09-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ разработки нефтяной залежи
RU2513791C1 (ru) * 2012-10-22 2014-04-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта

Also Published As

Publication number Publication date
RU2005137874A (ru) 2007-06-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2374435C2 (ru) Способ разработки многопластовой нефтяной залежи при наличии высокопроницаемого пропластка с применением гидравлического разрыва пласта
RU2526937C1 (ru) Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи
RU2338059C2 (ru) Способ разработки многопластовых нефтяных месторождений
RU2179234C1 (ru) Способ разработки обводненной нефтяной залежи
RU2434124C1 (ru) Способ разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах, осложненной эрозионным врезом
RU2550642C1 (ru) Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами
RU2307923C2 (ru) Способ разработки многопластового нефтяного месторождения
RU2709260C1 (ru) Способ повышения эффективности разработки слабопроницаемых нефтяных залежей
RU2578090C1 (ru) Способ разработки нефтяной залежи
RU2184216C1 (ru) Способ разработки нефтяной залежи
RU2464414C1 (ru) Способ разработки многопластовой нефтяной залежи массивного типа
RU2704688C1 (ru) Способ разработки структурной нефтяной залежи
RU2282022C2 (ru) Способ разработки залежи многопластового нефтяного месторождения с водонефтяными зонами и/или массивного типа
Hernandez et al. Integrated Productivity Analysis for Revitalizing a Mature Field in Ecuador
RU2167276C1 (ru) Способ разработки нефтяного месторождения
Trentham et al. Case Studies of the ROZ CO2 Flood and the Combined ROZ/MPZ CO2 Flood at the Goldsmith Landreth Unit, Ector County, Texas. Using''Next Generation''CO2 EOR Technologies to Optimize the Residual Oil Zone CO2 Flood
RU2024740C1 (ru) Способ разработки неоднородного многопластового нефтяного месторождения
RU2242594C1 (ru) Способ разработки литологически экранированной нефтенасыщенной линзы одной скважиной
RU2086756C1 (ru) Способ разработки мелких залежей и отдельных линз многопластового нефтяного месторождения
Chusovitin et al. Evolution of engineering solutions on the development of Tyumen suite oil reserves on an example of Krasnoleninskoye oilfield (Russian)
RU2142046C1 (ru) Способ разработки многопластовых месторождений
RU2135753C1 (ru) Способ разработки нефтяной залежи
RU2626483C1 (ru) Способ разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах, осложненной эрозионным врезом
RU2334084C1 (ru) Способ эксплуатации скважины многопластового нефтяного месторождения
RU2732742C1 (ru) Способ разработки водонефтяного пласта

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20081206