RU2434124C1 - Procedure for development of oil deposit in carbonate collectors complicated with erosion cut - Google Patents
Procedure for development of oil deposit in carbonate collectors complicated with erosion cut Download PDFInfo
- Publication number
- RU2434124C1 RU2434124C1 RU2010121096/03A RU2010121096A RU2434124C1 RU 2434124 C1 RU2434124 C1 RU 2434124C1 RU 2010121096/03 A RU2010121096/03 A RU 2010121096/03A RU 2010121096 A RU2010121096 A RU 2010121096A RU 2434124 C1 RU2434124 C1 RU 2434124C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- cut
- terrigenous
- erosion
- horizontal
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к области разработки залежи нефти, представленной слабопроницаемыми карбонатными коллекторами, осложненной эрозионным врезом.The proposal relates to the oil industry, namely, to the field of development of an oil deposit represented by low-permeable carbonate reservoirs complicated by an erosion insert.
Известен способ разработки залежей нефти, осложненных эрозионным визейским врезом (патент RU 2298087, Е21В 43/20, Е21В 43/30, опубл. 27.04.2007 Бюл. №12), включающий уточнение контуров нефтеносности залежей и определение нефтенасыщенной толщины бобриковско-радаевских коллекторов в эрозионном визейском врезе, бурение добывающих и нагнетательных скважин в прибортовой зоне вреза, отбор продукции и закачку рабочего агента в пласт. Затем бурят, по крайней мере, одну горизонтальную добывающую скважину, две нагнетательные. Горизонтальный ствол добывающей скважины размещают в пределах эрозионного визейского вреза на бобриковско-радаевской залежи параллельно бортовой линии эрозионного визейского вреза и перпендикулярно вытесняющему потоку рабочего агента от горизонтальной или наклонно направленной нагнетательной скважины, размещенной за пределами эрозионного визейского вреза на турнейской залежи. Горизонтальный ствол направляют параллельно линии борта вреза и стволу добывающей горизонтальной скважины. Вторую нагнетательную скважину размещают наклонно направленной в пределах эрозионного визейского вреза на бобриковско-радаевской залежи, согласно откорректированной проектной сетке.There is a method of developing oil deposits complicated by an erosive Visean insert (patent RU 2298087, ЕВВ 43/20, ЕВВ 43/30, published on 04/27/2007 Bull. No. 12), including the specification of the contours of the oil content of the deposits and the determination of the oil-saturated thickness of the Bobrikov-Radayev reservoirs erosive Visean insert, drilling production and injection wells in the instrumentation area of the insert, selection of products and injection of the working agent into the formation. Then drill at least one horizontal production well, two injection. The horizontal wellbore of the producing well is placed within the erosion Visean insert on the Bobrikov-Radaev deposit, parallel to the sideline of the erosive Visean insert and perpendicular to the displacing flow of the working agent from a horizontal or oblique directional injection well located outside the erosive Visean insert on the tournai. The horizontal wellbore is directed parallel to the cut-off line and the trunk of the producing horizontal well. The second injection well is placed obliquely directed within the erosion Visean insert into the Bobrikov-Radaev deposit, according to the adjusted design grid.
Недостатком этого способа является то, что предлагаемый способ применим для разработки одной залежи нефти, расположенной во врезе и не предусматривает бурение и одновременную эксплуатацию горизонтальными скважинами залежей нефти с разным типом коллекторов.The disadvantage of this method is that the proposed method is applicable for the development of a single oil reservoir located in the insert and does not provide for the drilling and simultaneous operation of horizontal oil deposits with different types of reservoirs.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки залежей нефти, осложненных эрозионным врезом, включающий уточнение контуров нефтеносности залежей и определение нефтенасыщенной толщины коллекторов в эрозионном врезе, бурение добывающих и нагнетательных скважин, отбор продукции скважины и закачку рабочего агента в пласт (патент RU 2334087, Е21В 43/20, опубл. 20.09.2008 Бюл. №26). В высокопроницаемой врезовой зоне бурят разветвленную горизонтальную добывающую скважину с выходом разветвлений за пределы вреза в слабопроницаемую зону турнейского объекта на расстояние, не превышающее двух третьих длины одного разветвления. При этом разветвления размещают в одной горизонтальной плоскости с основным горизонтальным стволом или по восходящей или нисходящей траектории и направляют перпендикулярно вытесняющему потоку рабочего агента от вертикальных или наклонно направленных нагнетательных скважин.The closest in technical essence to the proposed one is a method of developing oil deposits complicated by an erosion insert, including clarifying the oil profile of deposits and determining the oil-saturated thickness of reservoirs in an erosion insert, drilling production and injection wells, selecting production wells and pumping a working agent into the formation (patent RU 2334087 , ЕВВ 43/20, publ. September 20, 2008 Bull. No. 26). In a highly permeable cut-in zone, a branched horizontal production well is drilled with branches extending beyond the cut into the tight-permeable zone of the Tournaisian object to a distance not exceeding two-thirds of the length of one branch. In this case, the branches are placed in the same horizontal plane with the main horizontal trunk or along an ascending or descending path and are directed perpendicular to the displacing flow of the working agent from vertical or directionally directed injection wells.
Недостатком данного способа разработки является то, что его можно применить только на залежах с эрозионными врезами, имеющих русловой тип, в пределах которых можно пробурить разветвленную горизонтальную скважину. При значительных площадях врезов запасы нефти в карбонатных коллекторах вырабатываются частично из-за ограниченных технических возможностей при бурении скважин такой конструкции.The disadvantage of this development method is that it can be applied only on deposits with erosion cuts having a channel type, within which you can drill a branched horizontal well. With significant areas of cuts, oil reserves in carbonate reservoirs are produced partly due to limited technical capabilities when drilling wells of this design.
Технической задачей предлагаемого способа является повышение эффективности разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах, осложненной эрозионным врезом, вовлечение в разработку терригенных пластов-коллекторов, расположенных во врезе за счет оптимального размещения и эксплуатации горизонтальных скважин, способствующих более полной выработке запасов нефти.The technical task of the proposed method is to increase the efficiency of development of oil deposits in carbonate reservoirs complicated by erosion insertion, involvement in the development of terrigenous reservoirs located in the insert due to the optimal placement and operation of horizontal wells, contributing to a more complete development of oil reserves.
Техническая задача решается способом разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах, осложненной эрозионным врезом, включающим уточнение контура нефтеносности залежи, определение нефтенасыщенной толщины продуктивных терригенных пластов в эрозионном врезе, бурение добывающих, в том числе горизонтальных скважин в продуктивных терригенных пластах эрозионного вреза со вскрытием его борта, и нагнетательных скважин, отбор продукции из скважины и закачку рабочего агента в пласт.The technical problem is solved by the method of developing an oil deposit in carbonate reservoirs complicated by an erosion insert, including clarifying the oil contour of the deposit, determining the oil-saturated thickness of productive terrigenous strata in an erosive insert, drilling production wells, including horizontal wells in productive terrigenous strata of erosive cutting and opening and injection wells, product selection from the well and injection of the working agent into the formation.
Новым является то, что дополнительно определяют расположение борта вреза, горизонтальные скважины бурят из залежи нефти в карбонатных коллекторах в эрозионный врез, в прикровельную часть продуктивного терригенного пласта, производят закачку рабочего агента в продуктивный терригенный пласт эрозионного вреза и отбор продукции из него, при снижении давления в залежи нефти в карбонатных коллекторах производят периодическую закачку рабочего агента в залежь до выравнивания пластового давления в ней с давлением в продуктивном терригенном пласте эрозионного вреза.What is new is that they additionally determine the location of the cut-in side, horizontal wells are drilled from an oil deposit in carbonate reservoirs into an erosion cut, into the side part of a productive terrigenous formation, the working agent is injected into a productive terrigenous formation of an erosive cut and selected from it, while reducing pressure in the oil deposits in carbonate reservoirs, the working agent is periodically pumped into the reservoir until the reservoir pressure in it is equal to the pressure in the productive terrigenous layer of erosive cut.
Новым является также то, что при наличии нескольких продуктивных пластов в эрозионном врезе горизонтальную скважину строят ступенчато, последовательно охватывая все пласты, начиная с верхнего, причем при обводнении продукции горизонтальную скважину изолируют ступенчато, последовательно, начиная с нижней ступени.Also new is the fact that in the presence of several productive formations in an erosion insert, a horizontal well is built in steps, sequentially covering all formations, starting from the top, and when the product is flooded, a horizontal well is isolated in steps, sequentially, starting from the lower stage.
На фиг.1 изображена схема осуществления предлагаемого способа разработки залежи нефти.Figure 1 shows a diagram of the implementation of the proposed method for the development of oil deposits.
На фиг.2 изображен разрез А-А по фиг.1.Figure 2 shows a section aa in figure 1.
На фиг.3 изображен разрез А-А по фиг.1 при наличии нескольких продуктивных пластов в эрозионном врезе.Figure 3 shows a section aa of figure 1 in the presence of several productive formations in an erosive incision.
Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.The inventive method is carried out in the following sequence.
Нефтяную массивную залежь 1 (фиг.1) в карбонатных коллекторах разбуривают вертикальными скважинами 2-9 по редкой сетке. Уточняют геологическое строение залежи по данным глубокого бурения скважин и сейсмических исследований на территории месторождения.Massive oil reservoir 1 (Fig. 1) in carbonate reservoirs is drilled with vertical wells 2-9 on a rare grid. Clarify the geological structure of the reservoir according to deep well drilling and seismic studies in the field.
По результатам интерпретации каротажных диаграмм скважин определяют наличие эрозионного вреза 10 в карбонатных коллекторах 11 (фиг.1, 2, 3) и борта 12 (фиг.1) вреза 10, эффективные нефтенасыщенные толщины h1 (фиг.1, 2) карбонатных коллекторов 11 и толщины hi (фиг.1, 2) терригенных коллекторов 13 эрозионного вреза 10, фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов. Затем на структурный план и карту эффективных нефтенасыщенных толщин карбонатных коллекторов 11 (фиг.1) наносят границу борта 12 вреза 10 и уровень водонефтяного контакта (ВНК) 14 (фиг.2, 3). По результатам гидродинамических исследований и работе скважин осуществляют моделирование процесса разработки, устанавливают существование гидродинамической связи между залежью нефти, представленной слабопроницаемыми карбонатными коллекторами 11 (фиг.1, 2 и 3), осложненной эрозионным врезом 10 и терригенными пластами-коллекторами 13 (фиг.2 и 3), расположенными во врезе 10. Производят замеры пластового давления.According to the results of interpretation of well logs, the presence of
Для системного размещения скважин 2-9 (фиг.1) в непосредственной близости от борта 12 эрозионного вреза 10 выделяют участок залежи 1 с карбонатными коллекторами 11, имеющими нефтенасыщенные толщины h (фиг.2 и 3) более 10 м, а терригенные пласты-коллекторы 13 с нефтенасыщенной толщиной hi более двух метров. В карбонатных коллекторах 11 (фиг.1, 2 и 3) дополнительно бурят скважину с горизонтальным стволом 15 по направлению к врезу 10 с выходом части горизонтального ствола 15 в высокопроницаемые терригенные коллекторы 13 вреза 10 на расстояние, не превышающее половины длины горизонтального ствола 15. Траектория горизонтального ствола 15 проходит в прикровельной части терригенного пласта 13 и имеет нисходящий или субгоризонтальный профили 15а (фиг.2). При наличии нескольких пластов-коллекторов 13а, 13б (фиг.3) с нефтенасыщенной толщиной h1 более двух метров каждый горизонтальный ствол 15 может иметь ступенеобразный профиль 15б, последовательно охватывающий все пласты, начиная с верхнего. Такая траектория горизонтальной скважины увеличивает площадь дренирования скважины 15. Запасы нефти из вреза 10 вырабатываются более полно без необходимости дополнительного бурения скважин.For the systematic placement of
Длина верхней части горизонтального ствола 15 (фиг.1, 2 и 3), расположенного в карбонатных коллекторах 11, не превышает шага проектной сетки скважин (250-300 м), а длина нижней части горизонтального ствола 15 может быть скорректирована с учетом размеров вреза 10 и зависит от технических возможностей.The length of the upper part of the horizontal wellbore 15 (Figs. 1, 2 and 3) located in the
Горизонтальную скважину 15 осваивают и пускают в эксплуатацию, причем сначала в эксплуатации находится часть горизонтального ствола 15, расположенная во врезе 10. При обводнении продукции горизонтальную скважину 15 (фиг.3) со ступенчатым профилем изолируют последовательно, снизу вверх, начиная с нижней ступени для исключения обводненности продукции, добываемой из скважины 15.The
Из числа добывающих вертикальных скважин 2, 3, 6, 7 (фиг.1), пробуренных во врезе 10 и расположенных в непосредственной близости от горизонтального ствола добывающей скважины, часть скважин 3 переводят в нагнетательные при снижении дебитов нефти до предельно рентабельных или по мере обводнения добываемой продукции скважин. Нагнетательные вертикальные скважины 3, пробуренные в терригенных коллекторах 13 (фиг.2 и 3) вреза 10, должны быть расположены на расстоянии не менее шага сетки от горизонтального ствола 15 (фиг.1) и от борта 12 вреза 10. При снижении давления в залежи нефти 1 в карбонатных коллекторах 11 (фиг.1) производят периодическую закачку рабочего агента в коллекторы 11 до выравнивания пластового давления в ней с давлением в продуктивном терригенном пласте 13 эрозионного вреза 10.From the number of producing
При наличии в пределах залежи двух или более врезов 10 (фиг.1, 2 и 3) предложенный способ размещения скважин повторяется для каждого вреза 10 отдельно.If there are two or
Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.
Осуществление данного способа рассмотрим на примере участка, характерного для массивной залежи нефти турнейского яруса. Залежь нефти 1 (фиг.1) в карбонатных коллекторах разбуривают вертикальными скважинами 2-9 (фиг.1) по сетке 300×300 м. По данным глубокого бурения скважин и сейсмических исследований методом 2D, проведенных на территории месторождения, уточняют геологическое строение залежи.The implementation of this method, consider the example of a site characteristic of a massive oil reservoir of the Tournaisian layer. Oil reservoir 1 (Fig. 1) in carbonate reservoirs is drilled with vertical wells 2-9 (Fig. 1) along a 300 × 300 m grid. According to the data of deep well drilling and 2D seismic surveys conducted on the field, the geological structure of the reservoir is specified.
По результатам интерпретации каротажных диаграмм в скважинах 2, 3, 6, 7 определяют наличие эрозионного вреза 10 в карбонатных коллекторах 11 (фиг.1, 2, 3) турнейского яруса глубиной до 20 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины карбонатных коллекторов 11 (фиг.1) составляют в среднем 12 м, а терригенных коллекторов бобриковско-радаевского возраста 13 в эрозионном врезе 10-5 метров. Проницаемость карбонатных коллекторов равна 0,75 мкм2, терригенных - 582 мкм2.According to the results of the interpretation of logs in
На структурный план и карту эффективных нефтенасыщенных толщин карбонатных коллекторов 11 наносят границу борта 12 вреза 10, имеющую северо-восточное направление. Абсолютная отметка водонефтяного контакта (ВНК) 14 (фиг.2, 3) залежи в карбонатных коллекторах установлена на абсолютной отметке минус 1064 м. В терригенных коллекторах подошва нижнего нефтяного пласта определена на абсолютной отметке минус 1062 м. В зоне вреза были выделены два терригенных пласта-коллектора 13а и 13б (фиг.3) с нефтенасыщенными толщинами h1 соответственно 3,8 и 3,2 м. Толщина глинистой перемычки между ними составила 1,0 м. Скважины 4, 5, 8 и 9 были пробурены к востоку от борта эрозионного вреза 12 в направлении увеличения нефтенасыщенных толщин, на участке залежи 1, имеющем нефтенасыщенные толщины h (фиг.2 и 3), более 5 м.On the structural plan and the map of effective oil-saturated thicknesses of
По результатам гидродинамических исследований и работе скважин осуществили моделирование процесса разработки и выявили наличие гидродинамической связи между залежью нефти, представленной слабопроницаемыми карбонатными коллекторами 11 (фиг.1, 2 и 3), осложненной эрозионным врезом 10 и терригенными пластами-коллекторами 13 (фиг.2 и 3), расположенными во врезе 10. Произвели замеры пластового давления в залежи, которое составило 11,2 МПа.Based on the results of hydrodynamic studies and the work of the wells, we simulated the development process and revealed the presence of a hydrodynamic connection between the oil reservoir, represented by low-permeable carbonate reservoirs 11 (Figs. 1, 2, and 3), complicated by
Дополнительно на участке выделили зону с нефтенасыщенными толщинами более 10 м и пробурили добывающую скважину с горизонтальным стволом 15 по направлению к врезу 10 с выходом части горизонтального ствола 15 в высокопроницаемые терригенные коллекторы 13 вреза 10. Длина верхней части горизонтального ствола 156 (фиг.3), расположенного в карбонатных коллекторах 11, составила 300 м. Траектория горизонтального ствола 15б (фиг.3) во врезе прошла по прикровельной части верхнего терригенного пласта 13а (фиг.2) и ступенчато опустилась в нижний терригенный пласт 136. Его длина составила 280 м.In addition, a zone with oil-saturated thicknesses of more than 10 m was identified on the site and a production well was drilled with a
Горизонтальную скважину 15 освоили и пустили в эксплуатацию нижнюю часть горизонтального ствола 15, расположенную во врезе 10. Начальная обводненность продукции скважины составила 12%.The
Добывающие вертикальные скважины 2, 3, 6, 7 (фиг.1), пробуренные во врезе 10, также пустили в эксплуатацию. Через год скважину 3 при снижении дебита нефти до 1 т/сут перевели под нагнетание для поддержания пластового давления в залежи. Расположение скважины обеспечило движение потока закачиваемого агента по минимально возможному расстоянию к горизонтальному стволу скважины.The producing
Работа нагнетательных скважин выполняет задачу по стабилизации пластовой энергетики и способствует постепенному повышению пластового давления в залежи. В течение всего периода стабилизации проводились исследовательские работы по контролю за работой как добывающих, так и нагнетательных скважин. Нагнетательная скважина 3 работала в режиме с избыточным устьевым давлением, превышающим начальное пластовое на 10%, до восстановления начального пластового давления в залежи. Закачка рабочего агента существенно влияет на показатели скважины, особенно на рост пластового и забойного давлений, а также на увеличение доли воды в жидкости и дебита жидкости.The work of injection wells performs the task of stabilizing reservoir energy and contributes to a gradual increase in reservoir pressure in the reservoir. Throughout the stabilization period, research was carried out to monitor the operation of both producing and injection wells. Injection well 3 operated in a mode with excess wellhead pressure exceeding the initial reservoir pressure by 10% until the initial reservoir pressure in the reservoir was restored. The injection of the working agent significantly affects the well performance, especially the increase in reservoir and bottomhole pressures, as well as an increase in the proportion of water in the fluid and the flow rate of the fluid.
В результате существующей гидродинамической связи между терригенными и карбонатными коллекторами, в процессе закачки рабочего агента в пласты-коллекторы, одновременно прослеживается постепенный подъем уровня ВПК. Через пять лет эксплуатации терригенных пластов-коллекторов обводненность продукции увеличилась до 63%. У горизонтальной скважины 15 (фиг.3) со ступенчатым профилем изолировали нижнюю часть ствола, проходящую в терригенных пластах-коллекторах вреза.As a result of the existing hydrodynamic connection between terrigenous and carbonate reservoirs, in the process of pumping a working agent into reservoir layers, a gradual increase in the level of the military-industrial complex is simultaneously observed. After five years of operation of terrigenous reservoirs, water cut increased to 63%. At the horizontal well 15 (Fig. 3) with a stepped profile, the lower part of the wellbore passing in the cut terrigenous reservoirs was isolated.
Пластовое давление в залежи нефти 1 в карбонатных коллекторах снизилось до 9,8 МПа, поэтому ввели периодическую закачку рабочего агента в скважину 8 (фиг.1) до выравнивания пластового давления в залежи с карбонатными коллекторами с давлением в терригенных пластах 13 (фиг.3) эрозионного вреза 10.The reservoir pressure in the
Анализ технологических показателей работы скважин показал, что последовательная остановка закачки рабочего агента в нагнетательную скважину в течение месяца компенсирует отбор продукции горизонтальной скважины рабочего агента, поэтому нагнетательная скважина 8 (фиг.1) работала в режиме последовательного включения и отключения закачки жидкости при давлениях нагнетания, обеспечивающих пластовое давление, близкое к начальному.An analysis of the technological performance of the wells showed that the sequential stop of the injection of the working agent into the injection well during the month compensates for the selection of the production of the horizontal well of the working agent, therefore the injection well 8 (Fig. 1) worked in a sequential mode on and off the injection of fluid at injection pressures providing reservoir pressure close to the initial one.
Таким образом, предлагаемый способ позволяет увеличить дебиты нефти добывающих скважин и нефтеотдачу пластов-коллекторов, повысить охват выработкой запасов нефти залежи в карбонатных коллекторах, осложненной эрозионным врезом, а также в продуктивных терригенных пластах-коллекторах, расположенных в прибортовой зоне эрозионного вреза.Thus, the proposed method allows to increase the production rate of oil from producing wells and oil recovery of reservoirs, to increase the coverage of oil reserves in carbonate reservoirs complicated by erosion insertion, as well as in productive terrigenous reservoirs located in the instrument zone of erosion insertion.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010121096/03A RU2434124C1 (en) | 2010-05-25 | 2010-05-25 | Procedure for development of oil deposit in carbonate collectors complicated with erosion cut |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010121096/03A RU2434124C1 (en) | 2010-05-25 | 2010-05-25 | Procedure for development of oil deposit in carbonate collectors complicated with erosion cut |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2434124C1 true RU2434124C1 (en) | 2011-11-20 |
Family
ID=45316720
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2010121096/03A RU2434124C1 (en) | 2010-05-25 | 2010-05-25 | Procedure for development of oil deposit in carbonate collectors complicated with erosion cut |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2434124C1 (en) |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2485295C1 (en) * | 2012-01-11 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of productive formation with low-permeability section |
RU2485291C1 (en) * | 2012-01-11 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of productive formation with low-permeability section |
RU2626483C1 (en) * | 2016-07-27 | 2017-07-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Recovery method of oil deposit in carbonate reservoirs, complicated by the erosive channel |
RU2630324C1 (en) * | 2016-07-27 | 2017-09-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for oil deposit in carbonate reservoirs complicated by erosive channel |
RU2679423C1 (en) * | 2018-04-04 | 2019-02-08 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of deposit of superhigh viscosity oil with water-bearing intervals |
-
2010
- 2010-05-25 RU RU2010121096/03A patent/RU2434124C1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
МУСЛИМОВ Р.X. и др. Совершенствование системы разработки залежей во врезах, Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, №11, 12, 1993, с.11-13. * |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2485295C1 (en) * | 2012-01-11 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of productive formation with low-permeability section |
RU2485291C1 (en) * | 2012-01-11 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of productive formation with low-permeability section |
RU2626483C1 (en) * | 2016-07-27 | 2017-07-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Recovery method of oil deposit in carbonate reservoirs, complicated by the erosive channel |
RU2630324C1 (en) * | 2016-07-27 | 2017-09-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for oil deposit in carbonate reservoirs complicated by erosive channel |
RU2679423C1 (en) * | 2018-04-04 | 2019-02-08 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of deposit of superhigh viscosity oil with water-bearing intervals |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2334087C1 (en) | Method of development of oil pools obstructed by erosion trench | |
RU2339801C2 (en) | Method for development of multi-horizon non-uniform oil fields by means of branched horizontal wells | |
RU2439299C1 (en) | Method of oil deposit development | |
RU2434124C1 (en) | Procedure for development of oil deposit in carbonate collectors complicated with erosion cut | |
RU2485291C1 (en) | Development method of productive formation with low-permeability section | |
RU2474678C1 (en) | Development method of oil deposit with horizontal wells | |
RU2431740C1 (en) | Procedure for development of oil deposit complicated with vertical rupture | |
RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
RU2493362C1 (en) | Method of oil filed development | |
RU2283947C1 (en) | Method for oil pool development with horizontal wells | |
RU2578090C1 (en) | Method of developing oil deposits | |
RU2431038C1 (en) | Procedure for development of deposit of oil in layerd reservoirs | |
Schmitz et al. | An integrated approach to development optimization in seven generations' Kakwa liquids rich Montney play | |
RU2513962C1 (en) | Oil deposit development method | |
RU2517674C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil deposit | |
RU2290498C1 (en) | Method for extracting oil deposit in heterogeneous collector of low thickness | |
Muslimov | Ways to improve the efficiency of horizontal wells for the development of oil and gas field | |
RU2626483C1 (en) | Recovery method of oil deposit in carbonate reservoirs, complicated by the erosive channel | |
RU2282022C2 (en) | Development method for stacked oil pool having water-oil zones and/or massive pool | |
EA025372B1 (en) | Method of developing oil deposit in fractured carbonate reservoirs | |
RU2298087C1 (en) | Method for development of oil deposits complicated with visean erosional downcuts | |
RU2630324C1 (en) | Method for oil deposit in carbonate reservoirs complicated by erosive channel | |
RU2583471C1 (en) | Method for development of multilayer oil reservoir | |
RU2595112C1 (en) | Method for development of oil deposit at late stage of development | |
Muslimov | Solving the Fundamental Problems of the Russian Oil Industry is the Basis for a Large-Scale Transition to Innovative Development |