RU2386019C1 - Development method of condensate pool - Google Patents
Development method of condensate pool Download PDFInfo
- Publication number
- RU2386019C1 RU2386019C1 RU2008145650/03A RU2008145650A RU2386019C1 RU 2386019 C1 RU2386019 C1 RU 2386019C1 RU 2008145650/03 A RU2008145650/03 A RU 2008145650/03A RU 2008145650 A RU2008145650 A RU 2008145650A RU 2386019 C1 RU2386019 C1 RU 2386019C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- condensate
- horizontal
- reservoir
- formation
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение относится к газодобывающей отрасли, а именно к повышению эффективности разработки газоконденсатной залежи и снижению рисков ее разработки при наличии подошвенной воды.The present invention relates to the gas industry, namely to increase the efficiency of the development of gas condensate deposits and reduce the risks of its development in the presence of bottom water.
Известно, что в пластовом газе газоконденсатных залежей растворен углеводородный конденсат. При снижении пластового давления конденсат выпадает из газовой фазы. Осаждаясь в пласте, он становится частично неподвижным, то есть считается потерянным. Так, в результате разработки Вуктыльского газоконденсатного месторождения в режиме истощения пластовой энергии потери конденсата в пласте составляют около 120 млн т.It is known that hydrocarbon condensate is dissolved in the reservoir gas of gas condensate deposits. With a decrease in reservoir pressure, condensate falls out of the gas phase. Settling in the reservoir, it becomes partially motionless, that is, it is considered lost. So, as a result of the development of the Vuktyl gas condensate field in the mode of depletion of reservoir energy, the condensate loss in the formation is about 120 million tons.
Поэтому при разработке газоконденсатной залежи со значительным содержанием конденсата в пластовом газе осуществляют поддержание пластового давления.Therefore, when developing a gas condensate reservoir with a significant content of condensate in the reservoir gas, reservoir pressure is maintained.
Известен способ поддержания пластового давления на основе закачки воды (Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. Изд. «Струна», 1998, с.377-378).A known method of maintaining reservoir pressure on the basis of water injection (Zakirov SN Development of gas, gas condensate and oil and gas condensate fields. Publishing house "Struna", 1998, S. 377-378).
Однако такой способ разработки не получил применения на практике по следующим причинам.However, this development method has not been applied in practice for the following reasons.
- Согласно опыту разработки газовых месторождений с неоднородными по коллекторским свойствам пластами имеют место невысокие коэффициенты газоотдачи (до 50% и менее). Поэтому недропользователи опасаются, что при заводнении газоконденсатной залежи будут значительные потери газа в пласте.- According to the experience of developing gas fields with reservoirs heterogeneous in reservoir properties, low gas recovery coefficients (up to 50% or less) are observed. Therefore, subsoil users are afraid that there will be significant gas loss in the reservoir during flooding of the gas condensate reservoir.
- При заводнении газоконденсатной залежи теряется не просто газ, а газ вместе с конденсатом. Это означает, что каждый пузырек теряемого газа содержит в себе и растворенный конденсат. Поэтому недропользователь может не увеличить, а снизить не только коэффициент газоотдачи, но и коэффициент конденсатоотдачи.- When flooding a gas condensate deposit, not just gas is lost, but gas along with condensate. This means that each bubble of the lost gas also contains dissolved condensate. Therefore, the subsoil user may not increase, but reduce not only the gas recovery coefficient, but also the condensate recovery coefficient.
Известен способ разработки газоконденсатной залежи за счет реализации так называемого сайклинг-процесса (Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. Изд. «Струна», 1998, с.140-142). Такой способ разработки реализован на ряде зарубежных месторождений. Но не на всех, где он мог бы или должен бы быть реализован по следующим причинам.A known method of developing a gas condensate deposit through the implementation of the so-called cycling process (Zakirov SN Development of gas, gas condensate and oil and gas condensate fields. Publishing house "Struna", 1998, S. 140-142). This development method has been implemented in a number of foreign fields. But not at all, where it could or should be implemented for the following reasons.
- В случае неоднородного по коллекторским свойствам пласта закачиваемый сухой газ довольно быстро прорывается к забоям добывающих скважин. Поэтому снижается эффективность сайклинг-процесса.- In the case of a reservoir reservoir that is heterogeneous in reservoir properties, the injected dry gas breaks through rather quickly to the bottom of production wells. Therefore, the efficiency of the cycling process is reduced.
- При наличии подошвенной воды добывающие скважины рано или поздно начинают обводняться. Это также приводит к снижению эффективности сайклинг-процесса. При наличии активной подошвенной воды сайклинг-процесс может являться рисковым способом разработки.- In the presence of bottom water, production wells will sooner or later begin to be flooded. This also leads to a decrease in the efficiency of the cycling process. In the presence of active plantar water, the cycling process can be a risky development method.
Целью предлагаемого изобретения является обоснование способа повышения эффективности разработки газоконденсатной залежи и снижения рисков ее разработки при наличии подошвенной воды.The aim of the invention is to substantiate a method for increasing the efficiency of developing a gas condensate deposit and reducing the risks of its development in the presence of plantar water.
Поставленная цель достигается тем, что предлагаемый способ разработки газоконденсатной залежи, включающий бурение на газоконденсатную залежь системы добывающих и нагнетательных скважин и реализацию на их основе сайклинг-процесса, отличается тем, что добывающие и нагнетательные скважины сооружают в варианте горизонтальных; для предотвращения обводнения добываемой продукции создают зону повышенного давления вблизи газоводяного контакта за счет размещения на высоте не более одной десятой от газонасыщенной толщины пласта над газоводяным контактом горизонтальных стволов нагнетательных скважин; для исключения негативного влияния слоистой неоднородности коллекторских свойств и повышения коэффициентов охвата и конденсатоотдачи пласта горизонтальные стволы добывающих скважин размещают вблизи кровли пласта, отступая от кровли не более одной десятой от газонасыщенной толщины пласта. После прекращения сайклинг-процесса каждую нагнетательную скважину последовательно переводят в разряд добывающих; после ее обводнения осуществляют ликвидацию горизонтального участка ствола путем его цементирования или установки цементного моста; выполняют перфорацию или другой метод заканчивания в наклонной части ствола скважины в продуктивном пласте выше горизонтального участка или производят забуривание бокового горизонтального ствола вблизи кровли пласта, отступая от кровли не более одной десятой от газонасыщенной толщины пласта. Затем продолжают эксплуатацию скважины в качестве добывающей.This goal is achieved in that the proposed method of developing a gas condensate reservoir, including drilling a gas condensate reservoir of a system of producing and injection wells and implementing a cycling process based on them, is characterized in that the producing and injection wells are constructed in the horizontal version; to prevent flooding of the produced products create an increased pressure zone near the gas-water contact by placing at a height of not more than one tenth of the gas-saturated thickness of the reservoir above the gas-water contact of horizontal injection wells; To exclude the negative effect of layered heterogeneity of reservoir properties and increase the coverage and condensation coefficients of the formation, horizontal trunks of production wells are placed near the roof of the formation, deviating from the roof not more than one tenth of the gas-saturated thickness of the formation. After the cycling process is terminated, each injection well is sequentially transferred to the production category; after its irrigation, the horizontal section of the trunk is eliminated by cementing it or installing a cement bridge; perform perforation or another completion method in the inclined part of the wellbore in the reservoir above the horizontal section or drill a side horizontal wellbore near the top of the formation, deviating from the roof no more than one tenth of the gas-saturated thickness of the formation. Then continue to operate the well as production.
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
Повышенное содержание конденсата в пластовом газе обычно имеет место при высоких начальных давлении и температуре в залежи, то есть в относительно глубоко залегающей газоконденсатной залежи. Данное обстоятельство, как правило, предопределяет ухудшенность коллекторских свойств пласта. Поэтому для такой газоконденсатной залежи, с одной стороны, наиболее предпочтительным способом разработки является сайклинг-процесс. С другой стороны, при указанных условиях наибольшего внимания заслуживает использование однорядной или одной из площадных систем расположения добывающих и нагнетательных скважин.The increased condensate content in the reservoir gas usually occurs at high initial pressure and temperature in the reservoir, that is, in a relatively deep gas condensate reservoir. This circumstance, as a rule, determines the deterioration of reservoir properties of the reservoir. Therefore, for such a gas condensate reservoir, on the one hand, the most preferred development method is the cycling process. On the other hand, under these conditions, the most noteworthy is the use of a single-row or one of the area systems for the location of production and injection wells.
Вследствие их близости по эффективности далее в качестве примера рассматривается однорядная система расположения в плане добывающих и нагнетательных скважин.Due to their proximity in efficiency, a single-row arrangement system in terms of production and injection wells is considered below as an example.
- Для рассматриваемой газоконденсатной залежи создают 3D геологическую, а затем 3D газогидродинамическую модель продуктивного пласта.- For the gas condensate reservoir under consideration, a 3D geological and then 3D gas-hydrodynamic model of the reservoir is created.
- На 3D газогидродинамической модели размещают в плане заданное число горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин на основе однорядной системы.- On a 3D gas-hydrodynamic model, a predetermined number of horizontal production and injection wells based on a single-row system is placed in the plan.
- Для первоочередного элемента разработки из 3D газогидродинамической модели продуктивного пласта вырезают соответствующую 3D секторную модель элемента разработки. На этой секторной модели выполняют вариантные прогнозные расчеты и определяют оптимальное положение и длины стволов добывающих и нагнетательных скважин, технологические режимы их эксплуатации.- For the primary development element, a corresponding 3D sector model of the development element is cut out of the 3D gas-hydrodynamic model of the reservoir. On this sector model, variant predictive calculations are performed and the optimal position and length of the shafts of producing and injection wells are determined, as well as the technological modes of their operation.
- Руководствуясь отметками кровли, подошвы пласта, газоводяного контакта (ГВК), составляют проекты на бурение добывающей и нагнетательной скважин.- Guided by the marks of the roof, bottom of the formation, gas-water contact (GVK), are projects for drilling production and injection wells.
- Согласно проектам на бурение осуществляют бурение указанных скважин. Проводят традиционный комплекс геофизических, керновых, газогидродинамических исследований пробуренных скважин, а также 3D гидропрослушивание пласта. Соответствующую информацию используют для уточнения созданной 3D газогидродинамической модели пласта.- According to the drilling projects, these wells are drilled. A traditional complex of geophysical, core, gas-hydrodynamic studies of drilled wells, as well as 3D hydraulic listening of the formation are carried out. The relevant information is used to refine the created 3D gas-hydrodynamic model of the reservoir.
- Начинают отбирать газоконденсатную систему из добывающей скважины. Одновременно в нагнетательную скважину производят закачку сухого, отбензиненного газа.- They begin to select the gas condensate system from the producing well. At the same time, a dry, stripped gas is injected into the injection well.
- Осуществляют мониторинг за процессом разработки. Получаемые фактические данные о показателях эксплуатации добывающей и нагнетательной скважин используют для уточнения параметров 3D газогидродинамической модели, что позволяет на основе вариантных прогнозных расчетов вносить коррективы, например, в технологические режимы эксплуатации скважин и т.д.- Monitor the development process. The obtained actual data on the production and injection wells operating indicators are used to refine the parameters of the 3D gas-hydrodynamic model, which allows making adjustments based on variant predictive calculations, for example, in the technological operating modes of wells, etc.
Пример реализации предлагаемого способаAn example implementation of the proposed method
Проектируется разработка массивной водоплавающей газоконденсатной залежи с применением сайклинг-процесса на основе площадной (однорядной) системы размещения скважин. Средняя газонасыщенная толщина составляет 220 м. Потенциальное содержание конденсата в пластовом газе - 225 см3/м3 (184 г/м3). Начальное пластовое давление - 250 ат (1 ат = 0,98·105 Па), давление начала конденсации - 220 ат.The development of a massive floating gas condensate reservoir using a cycling process based on the areal (single-row) well placement system is being planned. The average gas-saturated thickness is 220 m. The potential condensate content in the reservoir gas is 225 cm 3 / m 3 (184 g / m 3 ). The initial reservoir pressure is 250 bar (1 bar = 0.98 · 10 5 Pa), the pressure of the beginning of condensation is 220 bar.
Сопоставление вариантов разработки осуществляется на основе газогидродинамического моделирования с использованием секторной 3D модели площадного элемента разработки. Размеры элемента разработки - 1240×1240 м. Общая толщина модели - 300 м, из них верхние 220 м газонасыщенные, а нижние 80 м используются для моделирования водонапорного бассейна. Расчетная сетка равномерная, 31×31×15 ячеек. Подошвенные воды отличаются высокой активностью, что моделируется умножением порового объема трех нижних слоев ячеек на 300.Comparison of development options is carried out on the basis of gas-hydrodynamic modeling using a sectorial 3D model of the areal development element. The dimensions of the development element are 1240 × 1240 m. The total thickness of the model is 300 m, of which the upper 220 m are gas-saturated, and the lower 80 m are used to model the water-pressure basin. The grid is uniform, 31 × 31 × 15 cells. Plantar waters are highly active, which is modeled by multiplying the pore volume of the three lower layers of cells by 300.
Модель элемента пласта представлена однородной по фильтрационно-емкостным параметрам пористой матрицей, но характеризуется наличием в пятом сеточном слое высокопроницаемого пропластка. Коэффициент эффективной пористости (с учетом остаточной водонасыщенности) составляет 0,132 для матрицы и 0,198 для высокопроницаемого пропластка, коэффициент эффективной проницаемости - 2,5 мД (1 мД = 1,02·10-15 мкм2) для матрицы и 50 мД для пропластка.The model of the reservoir element is represented by a porous matrix homogeneous in filtration and capacity parameters, but is characterized by the presence of a highly permeable interlayer in the fifth grid layer. The coefficient of effective porosity (taking into account the residual water saturation) is 0.132 for the matrix and 0.198 for a highly permeable layer, the coefficient of effective permeability is 2.5 mD (1 mD = 1.02 · 10 -15 μm 2 ) for the matrix and 50 mD for the layer.
Во всех вариантах разработка элемента осуществляется в 3 этапа. Сначала осуществляется добыча газа и конденсата газодобывающими скважинами в режиме истощения, пока среднее пластовое давление не снизится до давления начала конденсации (220 ат). Затем осуществляется сайклинг-процесс с закачкой сухого газа (метана) в объеме, не превышающем 95% от добываемого его количества. Сайклинг-процесс прекращается при снижении конденсатогазового фактора в добывающих скважинах до 100 см3/м3, свидетельствующего о прорыве сухого газа в добывающие скважины. Далее разработка продолжается в режиме истощения до отключения всех скважин, которое производят при достижении каждой из них ограничения по водогазовому соотношению - 1 м3 воды на 1000 м3 добытого газа. Депрессии по добывающим скважинам подобраны так, чтобы обеспечить близкие темпы отбора газа и снижения пластового давления на начальном этапе истощения для всех вариантов. Забойное давление в нагнетательных скважинах при закачке газа - 250 ат.In all cases, the development of the element is carried out in 3 stages. First, gas and condensate are produced by gas production wells in the depletion mode, until the average reservoir pressure drops to the pressure of the beginning of condensation (220 atm). Then a cycling process is carried out with the injection of dry gas (methane) in an amount not exceeding 95% of its extracted amount. The cycling process stops when the condensate-gas factor in the producing wells decreases to 100 cm 3 / m 3 , indicating the breakthrough of dry gas in the producing wells. Further, development continues in the depletion mode until all wells are shut off, which is produced when each of them is limited by the gas-gas ratio of 1 m 3 of water per 1000 m 3 of gas produced. Depression in production wells is selected to provide close rates of gas extraction and lower reservoir pressure at the initial stage of depletion for all options. Downhole pressure in injection wells during gas injection is 250 at.
Рассматривается 4 варианта разработки, отличающиеся способом размещения скважин и осуществления сайклинг-процесса.Four development options are considered, differing in the way of placing wells and implementing the cycling process.
Вариант 1 соответствует традиционному способу разработки газоконденсатной залежи на основе сайклинг-процесса. Система размещения скважин - пятиточечная (смещенная однорядная), все скважины вертикальные. На один элемент приходится четыре четвертинки добывающих скважин, расположенных в углах элемента, и одна нагнетательная скважина в центре элемента (фиг.1). Все скважины вскрывают с 1 по 9 сеточные слои (верхние 180 м), так что нижняя отметка интервала перфорации располагается в 40 м выше ГВК (фиг.2). Депрессия в добывающих скважинах - 10 ат.
Вариант 2 реализует предлагаемый способ разработки газоконденсатной залежи. На элемент пласта приходится по половине нагнетательной и добывающей горизонтальных скважин с длиной стволов по 400 м. Скважины размещаются вдоль параллельных сторон элемента разработки в противоположных углах элемента (см. фиг.1). Добывающий горизонтальный ствол располагается в 30 м от кровли пласта (во втором сеточном слое), нагнетательный - в 20 м над ГВК (в 11-м сеточном слое, фиг.2). Депрессия в добывающих скважинах - 30 ат.
Вариант 3 характеризуется тем же размещением горизонтальных скважин в плане, что и вариант 2. Однако в разрезе пласта нагнетательная и добывающая скважины меняются местами (фиг.2). Нагнетательный горизонтальный ствол располагается в 30 м от кровли пласта, добывающий - в 10 м над ГВК. Целью такого размещения скважин является достижение более стабильного фронта вытеснения пластового газа, который закачивается сухим (более легким) газом за счет действия гравитационного фактора. Режимы эксплуатации скважин аналогичны варианту 2.
Вариант 4 комбинирует особенности первого и второго вариантов разработки (фиг.1, 2). Четвертинки вертикальных скважин добывающих, вскрывающих верхние 180 м пласта, располагаются в углах элемента. Горизонтальная нагнетательная скважина длиной 400 м располагается в центре элемента, в 10 м над ГВК. Депрессия в вертикальных добывающих скважинах - 10 ат.
Результаты прогнозных расчетов на модели элемента разработки представлены в таблице 1. Из них следует, что при близких показателях разработки на начало сайклинг-процесса к его завершению предлагаемый способ разработки (вариант 2) обеспечивает наибольшую величину коэффициента извлечения конденсата (КИК) при нулевой добыче воды. При этом достигается наибольшая продолжительность периода эффективной закачки сухого газа - около 10 лет. Конечный КИК оказывается в этом случае также наиболее высоким в сравнении с традиционным (вариант 1) и альтернативными (варианты 3 и 4) способами разработки с применением сайклинг-процесса. В целом предлагаемый способ разработки для рассматриваемого элемента пласта обеспечивает наибольшие величины КИК, а также наиболее длительный период безводной добычи газа и конденсата.The results of predictive calculations on the model of the development element are presented in table 1. From them it follows that, with close development indicators at the beginning of the cycling process by its completion, the proposed development method (option 2) provides the highest value of the condensate extraction coefficient (KIC) at zero water production. At the same time, the greatest duration of the period of effective injection of dry gas is achieved - about 10 years. In this case, the final CFC is also the highest in comparison with the traditional (option 1) and alternative (
На основании проведенных расчетов на 3D секторной газогидродинамической модели принято решение о реализации системы разработки согласно предлагаемому способу (по варианту 2). Тогда составляют детальную 3D геологическую модель рассматриваемой газоконденсатной залежи. На ее основе после процедуры ремасштабирования подготавливают и адаптируют к истории разработки залежи и результатам исследований скважин и опытных работ полномасштабную 3D газогидродинамическую модель. Формируют систему размещения добывающих и нагнетательных скважин по схеме варианта 2 и определяют очередность их ввода в эксплуатацию. Проводят прогнозные расчеты показателей разработки залежи на основе предлагаемого способа разработки. Составляют проектный документ на разработку газоконденсатной залежи. Бурят добывающую и нагнетательную скважину, осуществляют опытную добычу газа и конденсата и закачку сухого газа, проводят промысловые исследования на первоочередном участке. В соответствии с проектным документом и результатами опытных работ осуществляют поэтапное разбуривание залежи, подготовку промыслового обустройства и инфраструктуры, ввод добывающих и нагнетательных скважин в эксплуатацию.Based on the calculations performed on a 3D sector gas-hydrodynamic model, it was decided to implement the development system according to the proposed method (according to option 2). Then they make up a detailed 3D geological model of the gas condensate reservoir under consideration. On its basis, after the rescaling procedure, a full-scale 3D gas-hydrodynamic model is prepared and adapted to the history of reservoir development and the results of well research and experimental work. Form a system for placing production and injection wells according to the scheme of
Таким образом, предлагаемый способ разработки газоконденсатной залежи позволяет повысить конденсатоотдачу пласта, продлить период безводной добычи газа и конденсата и снизить риски от реализации сайклинг-процесса при наличии активной подошвенной воды.Thus, the proposed method for the development of a gas condensate reservoir allows increasing the condensate yield of the formation, prolonging the period of anhydrous gas and condensate production and reducing the risks of implementing the cycling process in the presence of active bottom water.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008145650/03A RU2386019C1 (en) | 2008-11-20 | 2008-11-20 | Development method of condensate pool |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008145650/03A RU2386019C1 (en) | 2008-11-20 | 2008-11-20 | Development method of condensate pool |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2386019C1 true RU2386019C1 (en) | 2010-04-10 |
Family
ID=42671221
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008145650/03A RU2386019C1 (en) | 2008-11-20 | 2008-11-20 | Development method of condensate pool |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2386019C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2485294C1 (en) * | 2011-12-23 | 2013-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Development method of low-amplitude oil-gas deposits with limited dimensions as to surface area and with small layer of oil and gas content |
| RU2785575C1 (en) * | 2021-12-09 | 2022-12-08 | Министерство науки и высшего образования Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН) | Method for developing a gas condensate deposit |
-
2008
- 2008-11-20 RU RU2008145650/03A patent/RU2386019C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| ЗАКИРОВ С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. - М.: Струна, 1998, с.140-142. * |
| ТЕР-САКИСОВ Р.Н. и др. Аналитические и экспериментальные исследования частичного сайклинг-процесса. Проблемы повышения углеводородоотдачи пласта газоконденсатных месторождений. Сб. научных трудов ВНИИгаз. - М.: Недра, 1991, с.131-148. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2485294C1 (en) * | 2011-12-23 | 2013-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Development method of low-amplitude oil-gas deposits with limited dimensions as to surface area and with small layer of oil and gas content |
| RU2785575C1 (en) * | 2021-12-09 | 2022-12-08 | Министерство науки и высшего образования Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН) | Method for developing a gas condensate deposit |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN100455769C (en) | Method for extracting hydrate on bottom of sea by deep earth heart water circulation | |
| RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
| CA2740158C (en) | Harvesting by-passed resource | |
| RU2382183C1 (en) | Multi zone oil reservoir at late stage with unstable cover formation and non-homogeneous collector development method | |
| RU2459934C1 (en) | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit | |
| CA2762448C (en) | Improving recovery from a hydrocarbon reservoir | |
| RU2485291C1 (en) | Development method of productive formation with low-permeability section | |
| RU2612060C9 (en) | Method of development of carbonate shaly oil deposits | |
| RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
| RU2370640C1 (en) | Method of drilling wells and development of multibed deposits of hydrocarbons with non-uniform geological conditions of bed attitudes | |
| RU2203405C1 (en) | Method of development of oil field | |
| RU2627338C1 (en) | Solid carbonate oil deposits development method | |
| RU2386019C1 (en) | Development method of condensate pool | |
| RU2616052C1 (en) | Method development of shaly carbonate oil pays | |
| RU2136566C1 (en) | Method of building and operation of underground gas storage in sandwich-type nonuniform low penetration slightly cemented terrigenous reservoirs with underlaying water-bearing stratum | |
| RU2513962C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2170340C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
| RU2290498C1 (en) | Method for extracting oil deposit in heterogeneous collector of low thickness | |
| RU2454533C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil deposit at late stage of development | |
| RU2667210C1 (en) | Method of operation of hydrocarbon deposit | |
| RU2580671C1 (en) | Procedure for development of multi-pay oil deposits | |
| RU2208137C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| CN102943654A (en) | Method for improving recovery efficiency of high-hydrocarbon-content gas deposit by high-CO2-content gas deposit | |
| RU2732746C1 (en) | Method for development of powerful low-permeable oil deposit with application of water and gas pumping | |
| RU2513469C1 (en) | Oil deposit development method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20161121 |