RU2427708C1 - Procedure for development of oil massive pool - Google Patents
Procedure for development of oil massive pool Download PDFInfo
- Publication number
- RU2427708C1 RU2427708C1 RU2010121100/03A RU2010121100A RU2427708C1 RU 2427708 C1 RU2427708 C1 RU 2427708C1 RU 2010121100/03 A RU2010121100/03 A RU 2010121100/03A RU 2010121100 A RU2010121100 A RU 2010121100A RU 2427708 C1 RU2427708 C1 RU 2427708C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- oil
- horizontal sections
- production
- producer
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи горизонтальными скважинами.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of oil deposits by horizontal wells.
Известен способ разработки залежи многопластового нефтяного месторождения (патент РФ №2085723, МПК 8 Е21В 43/20, опубл. в бюл. №21 от 27.07.1997 г.), включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин с вертикальными и горизонтальными стволами при определенном размещении в каждом продуктивном пласте, закачку вытесняющей жидкости и добычу продукции, при этом стволы горизонтальных скважин в продуктивной толще пласта располагают так, чтобы расстояние от нагнетательной скважины до горизонтального ствола в каждой его точке было обратно пропорционально запасам нефти в этой зоне и прямо пропорционально проводимости пластов, причем при разработке многопластовой или большой толщины залежи ствол горизонтальной скважины проводят в виде нескольких витков с указанной закономерностью в каждом витке.A known method of developing deposits of a multilayer oil field (RF patent No. 2085723, IPC 8 ЕВВ 43/20, published in Bulletin No. 21 dated 07/27/1997), including drilling injection and production wells with vertical and horizontal shafts at a certain location in each productive formation, the injection of displacing fluid and production, while the horizontal wells in the reservoir are positioned so that the distance from the injection well to the horizontal well at each point is inversely proportional oil reserves in this zone and in direct proportion to the conductivity of the formations, and when developing a multilayer or large thickness of the reservoir, the horizontal wellbore is carried out in the form of several turns with the indicated pattern in each turn.
Недостатком этого способа является то, что в условиях залежи многопластового нефтяного месторождения с водонефтяными зонами и/или массивного типа, а также на поздней стадии разработки происходит преждевременное обводнение продукции скважины, что ведет к сокращению срока работы скважины, следовательно, к уменьшению отбора нефти.The disadvantage of this method is that in the conditions of a multi-layer oil field with water-oil zones and / or massive type, as well as at a late stage of development, premature flooding of the well’s production occurs, which leads to a reduction in the well’s life, and therefore to a decrease in oil withdrawal.
Также известен способ разработки залежи многопластового нефтяного месторождения с водонефтяными зонами и/или массивного типа (патент RU №2282022, МПК 8 Е21В 43/30 опубл. в бюл. №23 от 20.08.2006 г.), включающий замеры добычи нефти, воды и закачки воды для уточнения текущих условий разработки и моделирования процесса разработки залежи, определение минимального расстояния от вскрытого интервала до водонефтяного контакта, при котором не происходит преждевременного обводнения продукции скважины, бурение разветвленных горизонтальных и/или субгоризонтальных скважин, при этом основной горизонтальный и/или субгоризонтальный ствол располагают выше водонефтяного контакта на минимальном расстоянии, обеспечивающем безводный период эксплуатации скважин, а горизонтальные и/или субгоризонтальные, и/или вертикальные разветвления бурят по восходящему профилю с тем же азимутом, что и у основного горизонтального и/или субгоризонтального ствола и/или с отходом от него в сторону кровли продуктивного пласта или пропластка.Also known is a method of developing a multi-layer oil field with water-oil zones and / or massive type (patent RU No. 2282022, IPC 8 ЕВВ 43/30 publ. In Bulletin No. 23 dated 08/08/2006), including measurements of oil, water and water injection to clarify the current conditions of development and modeling of the reservoir development process, determining the minimum distance from the opened interval to the oil-water contact at which premature watering of the well’s products does not occur, branched horizontal and / or subhorizontal drilling wells, while the main horizontal and / or subhorizontal trunk is located above the oil-water contact at a minimum distance, ensuring an anhydrous period of operation of the wells, and horizontal and / or subhorizontal and / or vertical branches are drilled along the ascending profile with the same azimuth as the main horizontal and / or subhorizontal trunk and / or with the departure from it towards the roof of the reservoir or layer.
Недостатками данного способа является то, что для его осуществления необходима высокая точность в замерах, т.е. определение минимального расстояния от вскрытого интервала до водонефтяного контакта, бурение разветвленных горизонтальных и/или субгоризонтальных скважин, при этом основной горизонтальный и/или субгоризонтальный ствол располагают выше водонефтяного контакта на минимальном расстоянии, причем ошибка в расчетах или в процессе бурения может привести к заводнению залежи уже на начальном этапе разработки.The disadvantages of this method is that its implementation requires high accuracy in measurements, i.e. determination of the minimum distance from the opened interval to the oil-water contact, drilling of branched horizontal and / or sub-horizontal wells, while the main horizontal and / or sub-horizontal well is located above the oil-water contact at a minimum distance, and an error in the calculation or during drilling can lead to flooding of the reservoir already at the initial stage of development.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами (патент RU №2274738, МПК 8 Е21В 43/30 опубл. в бюл. №12 от 20.04.2006 г.), включающий проводку в скважине основного транспортного горизонтального ствола, бурение из основного транспортного горизонтального ствола дополнительных ответвленных стволов в работающие участки пласта и включение скважины в работу по добыче нефти, отличающийся тем, что основной транспортный горизонтальный ствол бурят наклонно через толщу пласта в направлении водонефтяного контакта, дополнительные ответвленные стволы бурят восходящими, отметки забоев дополнительных восходящих ответвленных стволов бурят с понижением отметок их забоев к концу основного транспортного горизонтального ствола, отметку забоя последнего дополнительного ответвленного восходящего ствола назначают, исходя из отношения расстояния по вертикали от нижней точки основного транспортного горизонтального ствола, являющейся одновременно отметкой устья последнего дополнительного ответвленного восходящего ствола, до водонефтяного контакта к расстоянию от забоя последнего дополнительного ответвленного восходящего ствола до водонефтяного контакта, равного 0,3-0,5, отметку забоя первого дополнительного ответвленного восходящего ствола назначают, исходя из отношения расстояния по вертикали от устья первого дополнительного ответвленного восходящего ствола до водонефтяного контакта к расстоянию от забоя первого дополнительного ответвленного восходящего ствола до водонефтяного контакта, равного 0,6-0,8, отметку забоя дополнительного ответвленного восходящего ствола в промежутке между первым и последним дополнительным ответвленным восходящим стволом назначают, исходя из отношения расстояния по вертикали от устья соответствующего дополнительного ответвленного восходящего ствола до водонефтяного контакта к расстоянию от забоя того же дополнительного ответвленного восходящего ствола до водонефтяного контакта, равного 0,3-0,8, основной транспортный горизонтальный ствол снабжают колонной насосно-компрессорных труб с размещением низа колонны насосно-компрессорных труб в нижней точке основного транспортного горизонтального ствола, а отбор нефти производят через дополнительные ответвленные восходящие стволы.The closest in technical essence is the method of developing an oil field by horizontal wells (patent RU No. 2274738, IPC 8 ЕВВ 43/30 published in Bulletin No. 12 of 04/20/2006), including wiring in the well of the main transport horizontal well, drilling from the main horizontal transport trunk of additional branched shafts into the working sections of the formation and the inclusion of the well in the oil production operation, characterized in that the main horizontal transport trunk is drilled obliquely through the thickness of the formation in the direction of the water water contact, additional branched trunks are drilled ascending, bottom marks of additional ascending branched trunks are drilled with lowering marks of their bottoms towards the end of the main horizontal transport trunk, the bottom mark of the last additional branched ascending trunk is assigned based on the ratio of the vertical distance from the lower point of the main horizontal transport trunk , which is simultaneously a mark of the mouth of the last additional branched ascending trunk, to water-oil clear contact to the distance from the bottom of the last additional branch ascending trunk to the oil-water contact, equal to 0.3-0.5, the bottom mark of the first additional branch ascending trunk is assigned based on the ratio of the vertical distance from the mouth of the first additional branch ascending trunk to the oil-water contact to the distance from the bottom of the first additional branch ascending trunk to the oil-water contact equal to 0.6-0.8, the bottom mark of the additional branch ascending with the trunk in the interval between the first and last additional branched ascending trunk is appointed based on the ratio of the vertical distance from the mouth of the corresponding additional branched ascending trunk to the oil-water contact to the distance from the bottom of the same additional branched ascending trunk to the oil-water contact, equal to 0.3-0, 8, the main transport horizontal barrel is provided with a tubing string with placement of the bottom of the tubing string at the lower point of the main horizontal transport trunk, and the selection of oil is carried out through additional branched ascending trunks.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, нефтеотдача остается невысокой вследствие преждевременного поднятия конусов подошвенных вод в основной транспортный горизонтальный ствол и к забоям дополнительных восходящих стволов, так как не предусмотрена возможность снижения обводненности добываемой продукции в процессе разработки месторождения, а также водоизоляция обводнившегося ствола или нескольких стволов;- firstly, oil recovery remains low due to the premature rise of bottom water cones in the main horizontal transport trunk and to the bottom faces of additional ascending trunks, since it is not possible to reduce the water cut of produced products during field development, as well as waterproofing the watered trunk or several trunks;
- во-вторых, сложность осуществления способа, так как бурение восходящих дополнительных стволов осуществляют по отметкам, что может привести к ошибочным расчетам.- secondly, the complexity of the implementation of the method, since the drilling of the ascending additional trunks is carried out according to marks, which can lead to erroneous calculations.
Задачей изобретения является упрощение осуществления способа разработки массивной залежи нефти с возможностью постепенной и равномерной выработка нефти из пласта с контролем обводненности всех разветвленных стволов (участков) добывающей скважины и снижением обводненности добываемой продукции по мере необходимости вплоть до полной водоизоляции одного или нескольких разветвленных участков добывающей скважины.The objective of the invention is to simplify the implementation of the method of developing a massive oil reservoir with the possibility of a gradual and uniform oil production from the reservoir with control of the water cut of all branched trunks (sections) of the producing well and the reduction of water cut of the produced products as necessary up to the complete waterproofing of one or more branched sections of the producing well.
Поставленная задача решается способом разработки массивной залежи нефти, включающим исследование свойств пласта, бурение нагнетательных скважин и разветвленной добывающей скважины с горизонтальными участками, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающую скважину.The problem is solved by the method of developing a massive oil reservoir, including the study of the properties of the reservoir, drilling injection wells and a branched production well with horizontal sections, pumping the displacing agent into the injection wells and selecting products through the producing well.
Новым является то, что горизонтальные участки добывающей скважины располагают друг над другом в пределах одного продуктивного пласта, проводят исследования горизонтальных участков на обводненность продукции в каждом, отбор нефти из добывающей скважины осуществляют одним насосом с пропорциональным уменьшением отбора нефти, исходя из обводненности горизонтальных участков, сменными жиклерами, в составе съемного проходного пакера, который установлен на входе в соответствующий горизонтальный участок добывающей скважины, при достижении суммарной обводненности продукции из добывающей скважины выше допустимой в горизонтальных участках с обводнившейся продукцией проводят водоизоляционные работы, а горизонтальные участки, в которых обводнение после водоизоляционных работ осталось выше 95%, изолируют тампонирующими составами, например цементным раствором, после чего добычу из добывающей скважины производят одним насосом с учетом обводнения продукции в используемых для добычи горизонтальных участках.What is new is that the horizontal sections of the producing well are located one above the other within the same reservoir, the horizontal sections are examined for water cut in each, oil is taken from the producing well with one pump with a proportional decrease in oil selection, based on the water content of horizontal sections, interchangeable jets, as part of a removable feed-through packer, which is installed at the entrance to the corresponding horizontal section of the producing well, upon reaching the total water cut of products from a production well is higher than permissible in horizontal sections with waterlogged products, water insulation works are carried out, and horizontal sections in which water cut after water insulation works remained above 95% are isolated with plugging compounds, for example cement mortar, after which production from a production well is carried out with one pump taking into account the watering of products in the horizontal sections used for mining.
На фиг.1 изображена схема добывающей скважины на начальной стадии с двумя горизонтальными участками.Figure 1 shows a diagram of a production well at the initial stage with two horizontal sections.
На фиг.2 изображена схема предложенного способа разработки массивной залежи нефти в процессе обводнения горизонтального участка добывающей скважины.Figure 2 shows a diagram of the proposed method for developing a massive oil reservoir in the process of flooding a horizontal section of a producing well.
На фиг.3 изображен сменный жиклер в составе съемного проходного пакера.Figure 3 shows a replaceable nozzle as part of a removable feed-through packer.
Суть предложенного способа состоит в следующем.The essence of the proposed method is as follows.
Производят разбуривание пласта 1 нагнетательными скважинами (на фиг.1, 2, 3 не показано) и разветвленной добывающей скважиной 2 с горизонтальными участками 2'; 2"…2n. Например, рассмотрим как вариант добывающую горизонтальную скважину 2 (см. фиг.1) с двумя горизонтальными участками 2' и 2", при этом горизонтальные участки 2' и 2" добывающей скважины 2 располагают друг над другом в пределах одного продуктивного пласта 1.Drill the
Производят исследование свойств пласта, после чего начинают разработку массивной залежи нефти, при этом нагнетательные скважины пускают под закачку вытесняющего агента (например, сточной воды), а в добывающую скважину 2 спускают насосное оборудование (например, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 3 с электроцентробежным насосом (ЭЦН) 4 и пакером 5 (см. фиг.1) и запускают ее в работу.A study of the properties of the reservoir is carried out, after which the development of a massive oil reservoir begins, while the injection wells are injected with a displacing agent (for example, wastewater), and pumping equipment (for example, a tubing string) is lowered into production well 2 (s) electric centrifugal pump (ESP) 4 and packer 5 (see figure 1) and run it into operation.
По мере выработки массивной залежи нефти добывающая скважина 2 начинает обводняться. Поэтому останавливают добывающую скважину 2, извлекают из нее колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 3 с электроцентробежным насосом (ЭЦН) 4 и пакером 5 (см. фиг.1) и проводят исследования ее горизонтальных участков 2' и 2" на обводненность продукции в каждом.As the development of a massive oil reservoir, production well 2 begins to be watered. Therefore, the production well 2 is stopped, the
По результатам исследований оказывается, что например, обводненность горизонтального участка 2" в процентном соотношении составляет 40% обводненности, а обводненность горизонтального участка 2" добывающей скважины 2 составляет 5%.According to the results of studies, it turns out that, for example, the water cut of the
Тогда спускают в добывающую скважину 2 сменный жиклер 6 (см. фиг.1 и 3) с проходным диаметром - d (например, 20 мм) в составе съемного проходного пакера 7 любой известной конструкции, который устанавливают на входе в горизонтальный участок 2" (см. фиг.1) добывающей скважины 2. После чего вновь в добывающую скважину 2 спускают насосное оборудование (например, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 3 с электроцентробежным насосом (ЭЦН) 4 и пакером 5 (см. фиг.1) и запускают ее в работу.Then, a replaceable nozzle 6 (see FIGS. 1 and 3) with a through diameter - d (for example, 20 mm) is lowered into the production well 2 as part of a removable through
В результате установки сменного жиклера 6 ограничивается поступление продукции из горизонтального участка 2" на прием насоса 4, перекачивающего продукцию на поверхность по колонне труб 3, поэтому снижается суммарная обводненность продукции из горизонтальных участков добывающей скважины 2.As a result of installing a
По мере эксплуатации добывающей скважины 2 обводненность добываемой продукции из ее горизонтальных участков 2' и/или 2" вновь увеличивается.With the operation of the producing well 2, the water cut of the produced products from its horizontal sections 2 'and / or 2 "again increases.
Поэтому вновь останавливают добывающую скважину 2 извлекают из нее колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 3 с электроцентробежным насосом (ЭЦН) 4 и пакером 5 (см. фиг.1) и проводят исследования ее горизонтальных участков 2' и 2" на обводненность продукции в каждом. По результатам исследований оказывается, что, например, обводненность горизонтального участка 2" добывающей скважины 2 увеличилась и в процентном соотношении составляет 60% обводненности, а обводненность горизонтального участка 2" добывающей скважины 2 составляет 10%.Therefore, the production well 2 is again stopped, the
Тогда спускают в добывающую скважину сменный жиклер 6' (см. фиг.3) с проходным диаметром - d, меньшим первоначального (например, 15 мм) в составе съемного проходного пакера 7 любой известной конструкции, который устанавливают на входе в горизонтальный участок 2" (см. фиг.1) добывающей скважины 2.Then, a replaceable nozzle 6 '(see FIG. 3) is lowered into the production well with a through diameter of d less than the initial (e.g. 15 mm) as part of the removable through
После чего вновь в добывающую скважину 2 спускают насосное оборудование (например, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 3 с электроцентробежным насосом (ЭЦН) 4 и пакером 5 (см. фиг.1) и запускают ее в работу.Then again pumping equipment (for example, tubing string 3) with an electric centrifugal pump (ESP) 4 and packer 5 (see FIG. 1) is lowered into the production well 2 and put into operation.
Таким образом, отбор нефти из добывающей скважины 2 осуществляют одним насосом 4 с пропорциональным уменьшением отбора, например, сменными жиклерами 6, 6",6'"…6n (см. фиг.3), которые устанавливают в горизонтальный участок 2' (см. фиг.1) и/или горизонтальный участок 2" исходя из обводненности горизонтальных участков 2' и 2" добывающей скважины 2.Thus, the selection of oil from the producing
При достижении суммарной обводненности продукции из добывающей скважины 2 выше допустимой, которая определяется исходя из рентабельности каждой залежи в отдельности, например, при достижении 90%, то в горизонтальных участках 2' и/или 2" добывающей скважины 2 с обводнившейся продукцией проводят водоизоляционные работы.When the total water cut of production from production well 2 is higher than the permissible value, which is determined based on the profitability of each deposit separately, for example, when 90% is reached, then waterproofing works are carried out in horizontal sections 2 'and / or 2 "of production well 2 with waterlogged products.
Для этого останавливают добывающую скважину 2, извлекают из нее насосное оборудование и производят водоизоляцию, например, горизонтального участка 2" добывающей скважины 2.To do this, stop the production well 2, remove the pumping equipment from it and make waterproofing, for example, a
В качестве водоизолирующего состава в горизонтальный участок 2" добывающей скважины 2 закачивают, например, по колонне заливочных труб (на фиг.1, 2) не показано), например, водную суспензию полиакриламида, которая не ведет к изменению проницаемости породы по углеводородам, при этом не является физическим блоком и задерживает или блокирует только поток воды в матрице пласта 1, не препятствуя притоку нефти в горизонтальный участок 2" добывающей скважины 2.As a water-insulating composition, for example, an aqueous suspension of polyacrylamide, which does not lead to a change in the permeability of the rock by hydrocarbons, is pumped into the
После чего вновь спускают в добывающую скважину 2 насосное оборудование и запускают ее в эксплуатацию.Then again pumping equipment is lowered into the production well 2 and put into operation.
Горизонтальные участки 2' и/или 2" добывающей скважины 2, в которых обводнение после водоизоляционых работ осталось выше 95%, изолируют тампонирующими составами, например цементным раствором, обводнение после водоизоляционных работ в горизонтальном участке 2" добывающей скважины 2 осталось выше 95%, и его изолируют цементным раствором 8 (см. фиг.3).The
Дополнительно можно произвести полное отключение горизонтального участка 2" добывающей скважины 2 из разработки пласта 1 путем установки на входе в горизонтальный участок 2" (см. фиг.1) добывающей скважины 2 глухого пакера, любой известной конструкции.Additionally, you can completely disable the
Далее добычу из добывающей скважины 2 производят насосом 4 с учетом обводнения продукции в используемых для добычи оставшихся горизонтальных участках 2';…2n, в данном варианте одного горизонтального участка 2' добывающей скважины 2.Next, production from
Предлагаемый способ разработки массивной залежи нефти прост в осуществлении и позволяет постепенно и равномерно произвести выработку нефти из пласта с контролем обводненности всех разветвленных горизонтальных участков добывающей скважины и снижением обводненности добываемой продукции по мере необходимости вплоть до полной водоизоляции одного или нескольких разветвленных участков добывающей скважины.The proposed method for developing a massive oil reservoir is simple to implement and allows for the gradual and uniform production of oil from the reservoir with control of the water cut of all branched horizontal sections of the producing well and the reduction of water cut of the produced products, as necessary, up to the complete waterproofing of one or several branched sections of the producing well.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010121100/03A RU2427708C1 (en) | 2011-02-17 | 2011-02-17 | Procedure for development of oil massive pool |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010121100/03A RU2427708C1 (en) | 2011-02-17 | 2011-02-17 | Procedure for development of oil massive pool |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2427708C1 true RU2427708C1 (en) | 2011-08-27 |
Family
ID=44756792
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2010121100/03A RU2427708C1 (en) | 2011-02-17 | 2011-02-17 | Procedure for development of oil massive pool |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2427708C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2520123C1 (en) * | 2012-12-03 | 2014-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of oil deposit with carbonate collector |
-
2011
- 2011-02-17 RU RU2010121100/03A patent/RU2427708C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2520123C1 (en) * | 2012-12-03 | 2014-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of oil deposit with carbonate collector |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
RU2339801C2 (en) | Method for development of multi-horizon non-uniform oil fields by means of branched horizontal wells | |
RU2526430C1 (en) | Development of low-permeability oil pools by horizontal wells with maintenance of seam pressure | |
RU2567918C1 (en) | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit | |
RU2565617C1 (en) | Method of development of sandwich-type oil pool using hydraulic fracturing | |
RU2448240C1 (en) | Development method of oil deposits in carbonate reservoirs with water-oil zones | |
RU2681796C1 (en) | Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge | |
RU2435948C1 (en) | Procedure for development of high viscous and heavy oil deposit by thermal treatment | |
RU2434124C1 (en) | Procedure for development of oil deposit in carbonate collectors complicated with erosion cut | |
RU2283947C1 (en) | Method for oil pool development with horizontal wells | |
RU2627336C1 (en) | Method of developing low permeable reservoir by periodic injection of carbon dioxide gas | |
RU2459938C1 (en) | Oil deposit development method | |
RU2443855C1 (en) | Development method of oil deposit with layer-by-layer heterogeneity | |
RU2427708C1 (en) | Procedure for development of oil massive pool | |
RU2465434C1 (en) | Method of recovery of flooded gas well with collapsed production tubing in productive interval | |
RU2695906C1 (en) | Method for development of weakly permeable oil deposit with application of horizontal wells and water and gas impact | |
RU2418157C1 (en) | Development method of oil deposit with horizontal wells | |
RU2447272C1 (en) | Method of massive deposit development | |
RU2517674C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil deposit | |
RU2528309C1 (en) | Method of oil pool development by horizontal wells with multiple hydraulic fracturing | |
RU2524800C1 (en) | Development of inhomogeneous deposit by inclined and horizontal wells | |
RU2474679C1 (en) | Development method of oil deposit with porous-cavernous-fractured manifold | |
RU2170340C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
RU2558546C1 (en) | Multilayer oil deposit development method | |
RU2583471C1 (en) | Method for development of multilayer oil reservoir |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170218 |