RU2433253C1 - Method for development of oil rim of oil and gas condensate reservoir - Google Patents
Method for development of oil rim of oil and gas condensate reservoir Download PDFInfo
- Publication number
- RU2433253C1 RU2433253C1 RU2010112668/03A RU2010112668A RU2433253C1 RU 2433253 C1 RU2433253 C1 RU 2433253C1 RU 2010112668/03 A RU2010112668/03 A RU 2010112668/03A RU 2010112668 A RU2010112668 A RU 2010112668A RU 2433253 C1 RU2433253 C1 RU 2433253C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- gas
- wells
- water
- injection
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к проблеме повышения эффективности разработки краевых нефтяных оторочек нефтегазоконденсатных залежей, с предшествовавшим периодом добычи газа из газовой (газоконденсатной) шапки или без такового. В том числе, в связи с задачей эффективного ввода в промышленную разработку имеющихся в России нефтяных оторочек краевого типа в частично истощенных нефтегазоконденсатных залежах, которые в настоящее время практически не разрабатываются вследствие кажущегося расформирования запасов нефти в соответствующих нефтяных оторочках.The present invention relates to the field of the oil and gas industry, and in particular to the problem of increasing the efficiency of developing regional oil rims of oil and gas condensate deposits, with or without a previous period of gas production from a gas (gas condensate) cap. In particular, in connection with the task of effectively introducing into the industrial development the oil rims of the regional type available in partially depleted oil and gas condensate deposits, which are currently practically not developed due to the apparent dissolution of oil reserves in the corresponding oil rims.
Известен способ разработки нефтяной оторочки, осуществляемый на основе горизонтальных скважин без поддержания пластового давления при истощении пластовой энергии газовой шапки с реализацией технологического режима эксплуатации скважин при безгазовых дебитах [Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Баганова М.Н., Спиридонов А.В. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа, Москва, 2004, с.63-65]. Недостатками данного способа разработки являются следующие.A known method of developing an oil rim, carried out on the basis of horizontal wells without maintaining reservoir pressure while depleting the reservoir energy of the gas cap with the implementation of the technological mode of operation of wells with gas-free flow rates [Zakirov SN, Zakirov ES, Zakirov IS, Baganova M.N., Spiridonov A.V. New principles and technologies for the development of oil and gas fields, Moscow, 2004, p.63-65]. The disadvantages of this development method are as follows.
Известно, что разработка нефтяных оторочек при истощении пластовой энергии газовой шапки характеризуется низкой эффективностью по причине непродолжительности рентабельной эксплуатации скважин при критических безгазовых дебитах и вследствие обводнения скважин подошвенной водой.It is known that the development of oil rims during depletion of the reservoir energy of the gas cap is characterized by low efficiency due to the short cost-effective operation of the wells at critical gas-free flow rates and due to flooding of wells with bottom water.
Рассматриваемый способ предназначен для реализации в подгазовых зонах.The considered method is intended for implementation in subgas zones.
Коэффициент извлечения нефти из нефтяной оторочки при таком способе разработки может значительно снижаться при одновременной и/или предшествующей промышленной добыче газа из газовой (газоконденсатной) шапки.The coefficient of oil recovery from the oil rim with this development method can be significantly reduced with simultaneous and / or prior industrial production of gas from the gas (gas condensate) cap.
Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки нефтяной оторочки на основе горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин при поддержании на добывающих скважинах технологического режима эксплуатации при газовом факторе не более заданного значения [Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Ваганова М.Н., Спиридонов А.В. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. Москва, 2004, с.105-107].Closest to the proposed method is the development of an oil rim based on horizontal production and injection wells while maintaining production wells at the production wells with a gas factor of not more than a given value [Zakirov S.N., Zakirov E.S., Zakirov I.S., Vaganova M.N., Spiridonov A.V. New principles and technologies for the development of oil and gas fields. Moscow, 2004, p.105-107].
Недостатками данного способа являются следующие.The disadvantages of this method are as follows.
Рассматриваемый способ предназначен для реализации в подгазовых зонах.The considered method is intended for implementation in subgas zones.
Система размещения горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин соответствует площадной схеме, без акцентирования внимания на трассировке стволов относительно внешних и внутренних контуров газонефтяного и водонефтяного контактов, что важно применительно к нефтяным оторочкам краевого типа.The horizontal wellbore placement system for production and injection wells corresponds to the areal scheme, without focusing on wellbore tracing relative to the external and internal contours of the gas-oil and water-oil contacts, which is important in relation to the edge rims of oil type.
Коэффициент извлечения нефти из нефтяной оторочки при таком способе разработки может достигать низких значений при одновременной и/или предшествующей промышленной добыче газа из газовой (газоконденсатной) шапки.The coefficient of oil recovery from the oil rim with this development method can reach low values at the same time and / or prior industrial production of gas from the gas (gas condensate) cap.
Предлагаемый способ направлен на повышение эффективности разработки краевых нефтяных оторочек нефтегазоконденсатных залежей при одновременной и/или предшествующей добыче газа из газовой (газоконденсатной) шапки.The proposed method is aimed at improving the efficiency of the development of regional oil rims of oil and gas condensate deposits with simultaneous and / or prior gas production from a gas (gas condensate) cap.
Выполнение поставленной задачи достигается тем, что предлагаемый способ разработки краевой нефтяной оторочки нефтегазоконденсатной залежи, включающий использование горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин и эксплуатацию добывающих скважин при газовых факторах не более заданных значений, отличается тем, что стволы нагнетательных скважин размещают внутри внешнего контура водонефтяного контакта, вблизи его и параллельно ему; стволы добывающих скважин размещают в текущей нефтенасыщенной части нефтяной оторочки вблизи текущего внутреннего контура газонефтяного контакта и параллельно ему; глубинные положения добывающих и нагнетательных стволов от текущих поверхностей газонефтяного и водонефтяного контактов, количество скважин, расстояния между скважинами и технологические режимы работы нагнетательных скважин устанавливают на основе итерационных расчетов так, чтобы минимизировать негативное влияние прорывов газа из газовой или газоконденсатной шапки; при этом контролируют соблюдение общего убывающего тренда пластового давления вдоль линии, перпендикулярной контурам газонефтяного и водонефтяного контактов, в направлении от ряда нагнетательных стволов в сторону газодобывающих скважин; а также тем, что в случае значительности площадных размеров нефтяной оторочки краевого типа дополнительно к ряду добывающих стволов вблизи контура газонефтяного контакта и ряду нагнетательных стволов вблизи водонефтяного контакта размещают между ними по рядной системе параллельно газонефтяному и водонефтяному контактам дополнительные нагнетательные и добывающие горизонтальные стволы.The task is achieved in that the proposed method for developing a regional oil rim of an oil and gas condensate reservoir, including the use of horizontal production and injection wells and operation of production wells with gas factors of not more than specified values, is characterized in that the injection wells are placed inside the external contour of the oil-water contact, close to him and parallel to him; trunks of production wells are placed in the current oil-saturated part of the oil rim near the current internal contour of the gas-oil contact and parallel to it; the deep positions of the production and injection shafts from the current surfaces of the gas-oil and water-oil contacts, the number of wells, the distance between the wells and the technological operating modes of the injection wells are set based on iterative calculations so as to minimize the negative impact of gas breakthroughs from the gas or gas condensate cap; while monitoring compliance with the general decreasing trend of reservoir pressure along a line perpendicular to the contours of gas-oil and water-oil contacts, in the direction from a number of injection shafts towards gas producing wells; as well as the fact that in the case of the significant areal size of the edge-type oil rim, in addition to a number of producing shafts near the gas-oil contact contour and a number of pressure shafts near the oil-water contact, additional pressure and producing horizontal shafts are placed between them along a row system parallel to the gas-oil and water-oil contacts.
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
Для рассматриваемой нефтегазоконденсатной залежи, на которой параллельно осуществляется и/или осуществлялась ранее разработка газоконденсатной шапки в режиме истощения пластовой энергии, строят 3D геологическую и затем 3D газогидродинамическую модель продуктивного пласта. Выполняют адаптацию 3D газогидродинамической модели пласта к фактическим данным эксплуатации скважин и данным контроля за процессом разработки залежи.For the oil and gas condensate reservoir under consideration, on which a gas condensate cap was previously developed and / or carried out in the mode of depletion of reservoir energy, a 3D geological and then 3D gas-hydrodynamic model of the reservoir is built. The 3D gas-hydrodynamic model of the formation is adapted to the actual data of well operation and data for monitoring the reservoir development process.
С помощью созданной и садаптированной 3D газогидродинамической модели пласта устанавливают текущую объемную конфигурацию нефтяной оторочки. То есть определяют конфигурации поверхностей флюидальных контактов (газонефтяного контакта (ГНК) и водонефтяного контакта (ВНК)) на рассматриваемую дату разработки залежи.Using the created and adapted 3D gas-hydrodynamic model of the reservoir, the current volumetric configuration of the oil rim is established. That is, the surface configurations of fluid contacts (gas-oil contact (SOC) and water-oil contact (SOC)) are determined at the considered date of development of the reservoir.
С учетом текущих размеров нефтяной оторочки и конфигурации флюидальных контактов осуществляют проектное размещение горизонтальных добывающих и нагнетательных стволов по одной из схем, приводимых на фиг.1-3.Given the current size of the oil rim and the configuration of fluid contacts carry out the design placement of horizontal production and injection shafts according to one of the schemes shown in figures 1-3.
Выполняют несколько вариантов прогнозных расчетов для выбранной системы разработки, варьируя количество стволов в рядах, а также смещая местоположение добывающих и нагнетательных стволов в профильном разрезе и по площади (положение стволов в рядах и положение рядов по площади). Наилучший вариант разработки выбирают из заданного критерия оптимальности, например чистого дисконтированного дохода (ЧДД, или NPV).Several forecast calculations are performed for the selected development system, varying the number of trunks in the rows, as well as shifting the location of the producing and injection trunks in the profile section and in area (the position of the trunks in the rows and the position of the rows in area). The best development option is selected from a given criterion of optimality, for example, net present value (NPV, or NPV).
В процессе прогнозных расчетов целесообразно контролировать результаты путем построения на разные даты профилей распределения пластового давления, приведенного к единой глубинной отметке. Профили строятся вдоль выбранной линии, перпендикулярной контурам флюидальных контактов. Общий тренд изменения пластового давления вдоль такой линии должен характеризоваться снижением пластового давления в направлении от ряда нагнетательных стволов в сторону газодобывающих скважин. В этом случае минимизируется негативное влияние прорывов газа из газовой (газоконденсатной) шапки на продуктивные характеристики добывающих стволов. На фиг.4 представлен пример предпочтительного профиля распределения пластового давления (с учетом локальной воронки депрессии у ряда добывающих стволов).In the process of predictive calculations, it is advisable to control the results by constructing distribution pressure distribution profiles for different dates, reduced to a single depth mark. Profiles are built along a selected line perpendicular to the contours of fluid contacts. The general trend of reservoir pressure change along such a line should be characterized by a decrease in reservoir pressure in the direction from a number of injection shafts towards gas producing wells. In this case, the negative impact of gas breakthroughs from the gas (gas condensate) cap on the productive characteristics of producing trunks is minimized. Figure 4 presents an example of a preferred reservoir pressure distribution profile (taking into account the local depression funnel in a number of producing shafts).
Пример реализации предлагаемого способа.An example implementation of the proposed method.
Рассмотрим пример реализации предлагаемого способа и оценим его эффективность на основе 3D газогидродинамических расчетов.Consider an example of the implementation of the proposed method and evaluate its effectiveness based on 3D gas-hydrodynamic calculations.
Рассматривается участок гипотетической нефтегазоконденсатной залежи с краевой нефтяной оторочкой. Для проведения сопоставительных расчетов создана 3D секторная модель с геометрией, соответствующей участку залежи, приуроченной к куполовидному поднятию. Модель включает газовую (газоконденсатную) часть, нефтяную оторочку и часть контактирующего с залежью водонапорного бассейна.A section of a hypothetical oil and gas condensate reservoir with a marginal oil rim is considered. To carry out comparative calculations, a 3D sector model was created with the geometry corresponding to the site of the reservoir confined to the dome-shaped elevation. The model includes a gas (gas condensate) part, an oil rim and a part of the water-pressure pool in contact with the reservoir.
На фиг.1 приводится профильный разрез и вид в плане исследуемой секторной модели. Для моделирования соответствующего типичным геологическим условиям обширного простирания водонапорного бассейна осуществляется увеличение перового объем крайних водонасыщенных ячеек модели.Figure 1 shows a profile section and a view in plan of the studied sector model. To simulate the extensive strike of the water basin corresponding to typical geological conditions, the first volume of the extreme water-saturated cells of the model is increased.
Исходные данные для расчетов приняты близкими к имеющим место на одном из нефтегазоконденсатных месторождений Западной Сибири (табл.1). Кривые относительных фазовых проницаемостей для нефти, воды и газа в соответствии с используемой для построения модели концепцией эффективного перового пространства (Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Закиров И.С. и др. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. Часть II, М. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2009, с.12-19) приняты из условия, что значения остаточных нефте-, водо- и газонасыщенности равняются соответственно 49%, 0% и 6%.The initial data for the calculations were taken close to those taking place at one of the oil and gas condensate fields in Western Siberia (Table 1). The relative phase permeability curves for oil, water and gas in accordance with the concept of effective feather space used to construct the model (Zakirov S.N., Indrupsky I.M., Zakirov E.S., Zakirov I.S. et al. New principles and technologies for the development of oil and gas fields, Part II, M. - Izhevsk: Institute for Computer Research, 2009, pp. 12-19) are taken from the condition that the values of residual oil, water and gas saturation are 49%, 0% and 6%
Предшествующее вводу в разработку нефтяной оторочки истощение газоконденсатной шапки моделируется следующим образом. Первоначально осуществляется моделирование только добычи газа (газоконденсатной смеси) с использованием семи вертикальных скважин, расположенных в газоконденсатной шапке на удалении 5 км от контура ГНК. Скважины эксплуатируются при забойном давлении не ниже 50 кгс/см2 (атм) и ограничении на дебит газа - не более 190 тыс.м3/сут.The depletion of the gas condensate cap prior to commissioning the oil rim is modeled as follows. Initially, only gas production (gas condensate mixture) is simulated using seven vertical wells located in the gas condensate cap at a distance of 5 km from the GOC circuit. Wells are operated at bottomhole pressure not lower than 50 kgf / cm 2 (atm) and the restriction on gas production is not more than 190 thousand m 3 / day.
Разработка нефтяной оторочки, параллельно с продолжающейся добычей газа (газоконденсатной смеси), начинается при снижении среднего пластового давления в газоконденсатной шапке до 117 кгс/см2. Нагнетательные скважины в нефтяной оторочке эксплуатируются при забойном давлении не выше 300 кгс/см2 и при не превышении коэффициента компенсации отбора флюидов закачкой воды, равного 1. Добывающие скважины, если не оговорено иное, эксплуатируются при забойном давлении 90 кгс/см2.The development of the oil rim, in parallel with the ongoing production of gas (gas condensate mixture), begins when the average reservoir pressure in the gas condensate cap is reduced to 117 kgf / cm 2 . Injection wells in the oil rim are operated at a bottomhole pressure of no higher than 300 kgf / cm 2 and without exceeding the compensation coefficient of fluid selection by water injection equal to 1. Production wells, unless otherwise specified, are operated at a bottomhole pressure of 90 kgf / cm 2 .
Отключение добывающих скважин из-за нерентабельной эксплуатации производится при достижении ограничения на максимальную обводненность, равную 0,98, или максимальный газовый фактор, равный 5000 м3/м3. Окончание прогнозных расчетов наступает при отключении всех добывающих скважин по указанным ограничениям или при достижении конечного срока разработки - 43 года.Production wells are shut off due to unprofitable operation when the maximum water cut of 0.98 or the maximum gas factor of 5000 m 3 / m 3 is reached. The end of predictive calculations occurs when all production wells are shut off according to the specified restrictions or when the development deadline is 43 years.
Эффективность предлагаемого способа разработки оценена в сопоставлении с несколькими альтернативными способами.The effectiveness of the proposed development method is evaluated in comparison with several alternative methods.
Исследованию подвергнуты следующие варианты, различающиеся по способу разработки нефтяной оторочки.The following options were studied, differing in the method of developing the oil rim.
Вариант 1. Рассматриваемый участок нефтяной оторочки разрабатывается в режиме истощения пластовой энергии. Вертикальные добывающие скважины размещаются на расстоянии 500 м друг от друга в рядах и между рядами (см. фиг.5а). Скважины в водонефтяной зоне (у внешнего контура ВНК) вскрывают только нефтенасыщенную часть разреза. Скважины эксплуатируются при забойном давлении 50 кгс/см2. Количество добывающих скважин - 22 ед.
Вариант 2. Аналогичен варианту 1 с той разницей, что скважины в последнем ряду, расположенном вблизи внешнего контура ВНК, являются нагнетательными (см. фиг.5б). Количество добывающих скважин 13 ед., нагнетательных 9 ед. Добывающие скважины эксплуатируются при забойном давлении 50 кгс/см2.Option 2. Similar to
Вариант 3. Добывающие скважины сооружаются в варианте многозабойных (с двумя горизонтальными стволами), нагнетательные - в варианте горизонтальных (см. фиг.5в). Стволы добывающих скважин размещаются в 4 м от кровли, нагнетательных - в 2 м от подошвы пласта. Длины горизонтальных стволов по 500 м. Расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами 500 м. Количество добывающих скважин равняется 3 ед. (6 стволов), нагнетательных - 4 ед.Option 3. Production wells are constructed in the multi-hole version (with two horizontal shafts), injection wells - in the horizontal version (see figv). The trunks of production wells are located 4 m from the roof, injection - 2 m from the bottom of the reservoir. The length of horizontal shafts of 500 m. The distance between production and injection wells is 500 m. The number of production wells is 3 units. (6 barrels), injection - 4 units.
Вариант 4. Соответствует предлагаемому способу разработки (схема фиг.1). По числу и конструкции скважин аналогичен варианту 3, но расположение скважин осуществляется по схеме фиг.5г. Стволы добывающих скважин размещаются в текущей нефтенасыщенной части залежи вблизи текущего внутреннего контура ГНК и параллельно ему, стволы нагнетательных скважин - внутри внешнего контура ВНК и параллельно ему. Забои добывающих и нагнетательных скважин разносятся по вертикали. Стволы добывающих скважин располагаются в 13 м от кровли пласта, нагнетательных - в 1 м от подошвы пласта. Расстояние между добывающими скважинами 300 м, между нагнетательными - 500 м.Option 4. Corresponds to the proposed development method (diagram of figure 1). The number and design of wells is similar to option 3, but the location of the wells is carried out according to the scheme of fig.5g. The trunks of production wells are located in the current oil-saturated part of the reservoir near the current internal contour of the SOC and parallel to it, the shafts of injection wells are inside the external contour of the SOC and parallel to it. The faces of production and injection wells are spaced vertically. The trunks of production wells are located 13 m from the top of the reservoir, injection - 1 m from the bottom of the reservoir. The distance between producing wells is 300 m, between injection wells - 500 m.
Результаты сопоставительных расчетов приведены в табл.2. Анализ полученных результатов показывает следующее.The results of comparative calculations are given in table.2. An analysis of the results shows the following.
По важнейшим интегральным показателям разработки (величине коэффициента извлечения нефти (КИН), значению водонефтяного фактора (ВНФ)) вариант 4 значительно опережает другие варианты.According to the most important integrated development indicators (the value of the oil recovery coefficient (CIN), the value of the water-oil factor (VNF)), option 4 is significantly ahead of other options.
Осуществление предлагаемого способа с размещением скважин с учетом текущих поверхностей ГНК и ВНК позволяет повысить эффективность разработки нефтяных оторочек краевого типа при продолжающейся добыче газа (и конденсата), в том числе для частично истощенных нефтегазоконденсатных залежей.Implementation of the proposed method with the placement of wells, taking into account the current surfaces of the SOC and OOC, can increase the efficiency of the development of oil rims of the regional type with continued production of gas (and condensate), including for partially depleted oil and gas condensate deposits.
Таким образом, результаты газогидродинамических расчетов подтверждают, что предлагаемый способ позволяет обеспечить эффективный ввод в промышленную разработку нефтяных оторочек краевого типа в частично истощенных нефтегазоконденсатных залежах, а также повысить эффективность разработки нефтяных оторочек краевого типа при одновременном вводе в промышленную разработку соответствующей нефтяной оторочки и газовой (газоконденсатной) шапки.Thus, the results of gas-hydrodynamic calculations confirm that the proposed method allows for the efficient introduction of edge-type oil rims in partially depleted oil and gas condensate deposits into industrial development, and also increases the efficiency of edge-type oil rims development while simultaneously introducing the corresponding oil rim and gas (gas-condensate) rim into industrial development ) caps.
ВариантыDevelopment indicators
Options
м3/сутOil production in a month,
m 3 / day
доли ед.The water cut is final,
share units
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010112668/03A RU2433253C1 (en) | 2010-04-02 | 2010-04-02 | Method for development of oil rim of oil and gas condensate reservoir |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010112668/03A RU2433253C1 (en) | 2010-04-02 | 2010-04-02 | Method for development of oil rim of oil and gas condensate reservoir |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2433253C1 true RU2433253C1 (en) | 2011-11-10 |
Family
ID=44997259
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010112668/03A RU2433253C1 (en) | 2010-04-02 | 2010-04-02 | Method for development of oil rim of oil and gas condensate reservoir |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2433253C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2808627C1 (en) * | 2022-12-22 | 2023-11-30 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Method for developing fractured-cavernosic deposit with gas cap and underlying water |
-
2010
- 2010-04-02 RU RU2010112668/03A patent/RU2433253C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ЗАКИРОВ С.Н. и др. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. - М., 2004, с.105-107. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2808627C1 (en) * | 2022-12-22 | 2023-11-30 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Method for developing fractured-cavernosic deposit with gas cap and underlying water |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Yakupov et al. | Optimization of reserve production from water oil zones of D3ps horizon of Shkapovsky oil field by means of horizontal wells | |
| RU2439299C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| Simpson | The CO2 huff'n'puff process in a bottomwater-drive reservoir | |
| Bangia et al. | Reservoir performance of a gravity-stable, vertical CO2 miscible flood: Wolfcamp Reef Reservoir, Wellman Unit | |
| Jun et al. | Optimization of well placement and operating conditions for various well patterns in CO2 sequestration in the Pohang Basin, Korea | |
| Al-Mudhafar et al. | Hybrid Process of Gas and Downhole Water Sink-Assisted Gravity Drainage (G&DWS-AGD) to Enhance Oil Recovery in Reservoirs with Water Coning | |
| Porras et al. | Numerical modeling of the Momotombo geothermal system, Nicaragua | |
| RU2599994C1 (en) | Method for developing heterogenous ultraviscous oil reservoir | |
| RU2513955C1 (en) | Method for development of stratified oil deposits | |
| RU2433253C1 (en) | Method for development of oil rim of oil and gas condensate reservoir | |
| RU2438010C1 (en) | Procedure for development of oil deposit with low thickness | |
| RU2442882C1 (en) | Method for edge oil rim development | |
| RU2431038C1 (en) | Procedure for development of deposit of oil in layerd reservoirs | |
| CN111425171A (en) | Water-flooding sandstone reservoir double-high-period two-three combined perforation optimization method | |
| 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 | |
| Yang et al. | Performance comparison of transversely and longitudinally fractured horizontal wells over varied reservoir permeability | |
| RU2441145C1 (en) | Method of developing oil deposit with several oil accumulations located one above another | |
| Jasek et al. | Goldsmith San Andres unit CO2 pilot-design, implementation, and early performance | |
| Tollas et al. | Brent field 3D reservoir simulation | |
| Dietrich | Steamflooding in a Waterdrive Reservoirs Upper Tulare Sands, South Belridge Field | |
| RU2454533C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil deposit at late stage of development | |
| RU2112868C1 (en) | Method for development of oil and gas deposits | |
| Moughamian et al. | Simulation and Design of Steam Drive in a Vertical Reservoir | |
| Kuo et al. | Optimization of Waterflood Performance and CO2-Flood Design Using a Modeling Approach, Mallet Unit, Slaughter Field | |
| RU2386019C1 (en) | Development method of condensate pool |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160403 |