RU2464414C1 - Method of developing multi-bed massive oil deposit - Google Patents
Method of developing multi-bed massive oil deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2464414C1 RU2464414C1 RU2011106310/03A RU2011106310A RU2464414C1 RU 2464414 C1 RU2464414 C1 RU 2464414C1 RU 2011106310/03 A RU2011106310/03 A RU 2011106310/03A RU 2011106310 A RU2011106310 A RU 2011106310A RU 2464414 C1 RU2464414 C1 RU 2464414C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- well
- reservoir
- bed
- horizontal
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
Description
Предлагаемый способ относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки многопластовых нефтяных залежей массивного типа.The proposed method relates to the oil industry, in particular to the field of development of multilayer oil deposits of massive type.
Известен способ разработки нефтяного месторождения массивного типа, включающий разбуривание месторождения системой скважин с вертикальными и горизонтальными скважинами (патент RU №2095551, МПК Е21В 43/20, опубл. 10.11.1997 г.). Первоначально бурят вертикальный ствол со вскрытием нефтенасыщенной и водонасыщенной частей пласта. В случае благоприятной характеристики геологического строения продуктивного пласта бурят горизонтальный ствол в нефтенасыщенной части в той же скважине. Затем циклически осуществляют закачку вытесняющего агента в водонасыщенную часть пласта вертикального ствола и отбор продукции из горизонтального ствола.A known method of developing an oil field of massive type, comprising drilling a field with a system of wells with vertical and horizontal wells (patent RU No. 2095551, IPC EV 43/20, publ. 10.11.1997). Initially, a vertical well is drilled with the opening of the oil-saturated and water-saturated parts of the reservoir. In the case of a favorable characteristic of the geological structure of the reservoir, a horizontal well is drilled in the oil-saturated part in the same well. Then cyclically pump the displacing agent into the water-saturated part of the vertical wellbore formation and select products from the horizontal wellbore.
Недостатком данного способа является то, что закачанный вытесняющий агент по субвертикальным трещинам фильтруется под залежь нефти, а часть нефти оттесняется под залежь в водоносную часть пласта. Это снижает охват пластов заводнением, нефтеизвлечение из них и быстрое обводнение.The disadvantage of this method is that the injected displacing agent along the subvertical cracks is filtered under the oil reservoir, and part of the oil is forced out under the reservoir into the aquifer of the reservoir. This reduces the coverage of formations by water flooding, oil recovery from them and rapid flooding.
Известен способ эксплуатации скважины многопластового нефтяного месторождения, включающий разобщение в скважине верхнего мощного пласта и нижних маломощных пластов (патент RU № 2334084, МПК Е21В 43/14, опубл. 20.09.2008. Бюл. 26). Вначале вырабатывают верхний мощный пласт до обводненности 75-90%, затем переходят к одновременно-раздельной эксплуатации скважины, для чего перфорируют верхний из маломощных пластов, разобщают верхний мощный пласт и перфорированный верхний маломощный пласт. Отбирают пластовые жидкости одновременно-раздельно с преимущественным отбором из маломощного пласта с установлением обводненности продукции скважины менее 75-90%. После достижения обводненности продукции скважины 75-90% перфорируют следующий по глубине маломощный пласт, разобщают перфорированный пласт и верхние пласты, отбирают пластовые жидкости одновременно-раздельно с преимущественным отбором из пефорированного маломощного пласта с установлением обводненности продукции скважины менее 75-90%, после достижения обводненности продукции скважины 75-90% перфорируют следующий по глубине маломощный пласт и операции повторяют до выработки самого нижнего маломощного пласта и достижения обводненности продукции скважины 75-90%, определяют приток и обводненность каждого пласта, изолируют полностью обводнившиеся пласты, а оставшиеся пласты вырабатывают общим фильтром.A known method of operating a well of a multilayer oil field, including the separation in the well of the upper powerful formation and lower low-power formations (patent RU No. 2334084, IPC ЕВВ 43/14, published on September 20, 2008, Bull. 26). First, the upper powerful formation is developed to a water cut of 75-90%, then they switch to simultaneous and separate well operation, for which the upper of the low-power formations is perforated, the upper powerful formation and the perforated upper low-power formation are separated. Formation fluids are selected simultaneously-separately with preferential selection from a low-power reservoir with a well water cut of less than 75-90% being established. After reaching a water cut of well production of 75-90%, the next shallow low-thickness formation is perforated, the perforated formation and upper layers are uncoupled, reservoir fluids are taken simultaneously and separately with preferential selection from the perforated low-power formation with a well water cut of less than 75-90% being established, after reaching the water cut 75-90% of the well’s production is perforated by the next low-power formation in depth and the operations are repeated until the lowest low-grade formation is developed and water cut is reached well production 75-90%, determine the inflow and water cut of each formation, isolate completely watered formations, and the remaining formations produce a common filter.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ одновременно-раздельной эксплуатации объектов нагнетательной или добывающей скважиной, согласно которому используют нижний объект в качестве нагнетательного, а верхний объект скважины - в качестве добывающего, причем пакер устанавливают либо только между объектами, либо один пакер устанавливают над, а другой между объектами, при этом проектный расход рабочего агента в нижний объект закачивают с устья скважины через проходную полость, образующуюся между колоннами труб большего и меньшего диаметра, а дебит флюида измеряют и регулируют на устье скважины, отбирая его из верхнего объекта через проходную полость колонны труб меньшего диаметра (заявка 2006137251/03, опубл. 27.04.2008. Бюл. 12).The closest in technical essence to the proposed one is a method for simultaneously and separately operating objects of an injection or production well, according to which the lower object is used as the injection well, and the upper object of the well is used as the production well, or the packer is installed either only between objects or one packer is installed above and the other between the objects, while the projected flow of the working agent into the lower object is pumped from the wellhead through the passage cavity formed between the column and pipes of larger and smaller diameter, and the fluid flow rate is measured and controlled at the wellhead, selecting it from the upper chamber through the checkpoint object column of smaller diameter tubes (2006137251/03 application, publ. 27.04.2008. Bull. 12).
Известный способ не позволяет однозначно использовать каждый пласт по своему назначению вследствие отсутствия информации о герметичности пакеров и возможных сообщениях пластов внутри скважины.The known method does not allow for unambiguous use of each formation for its intended purpose due to the lack of information about the tightness of the packers and possible messages of the layers inside the well.
Технической задачей предлагаемого способа является повышение эффективности разработки многопластовой нефтяной залежи массивного типа, увеличение объема добычи нефти за счет повышения эффективности закачки вытесняющего агента.The technical task of the proposed method is to increase the efficiency of developing a multilayer oil reservoir of massive type, to increase the volume of oil production by increasing the efficiency of injection of the displacing agent.
Техническая задача решается способом разработки многопластовой нефтяной залежи массивного типа, включающим определение геолого-физических условий залегания залежи и ранжирование нефтяных пластов по убыванию гидропроводности, первичное вскрытие нефтяных пластов бурением, заканчивание и обустройство скважин для подъема пластового флюида и нагнетания вытесняющей жидкости для поддержания пластового давления.The technical problem is solved by the method of developing a multilayer oil reservoir of a massive type, including determining the geological and physical conditions for the occurrence of the reservoir and ranking the oil reservoirs in decreasing hydraulic conductivity, initial drilling of the oil reservoirs, completion and completion of wells for raising the reservoir fluid and injecting displacing fluid to maintain reservoir pressure.
Новым является то, что бурят по крайней мере одну скважину с обеспечением первичного вскрытия каждого нефтяного пласта в купольной и нижней частях залежи вертикальным и горизонтальным участками ее ствола, горизонтальный участок ствола скважины размещают параллельно и выше водонефтяного контакта, при заканчивании скважины осуществляют одновременное вторичное вскрытие нефтяных пластов в вертикальном и горизонтальном участках ствола скважины последовательно, начиная с нефтяного пласта с наибольшей гидропроводностью, причем каждый последующий нефтяной пласт вторично вскрывают по мере выработки предыдущего нефтяного пласта до остаточных запасов, равных начальным запасам последующего нефтяного пласта с учетом разницы в их гидропроводности, обустраивают скважину с возможностью нагнетания вытесняющей жидкости в горизонтальный участок ствола скважины при одновременном подъеме пластового флюида из вертикального участка ствола скважины.It is new that at least one well is drilled with primary opening of each oil reservoir in the dome and lower parts of the reservoir by vertical and horizontal sections of its trunk, the horizontal section of the wellbore is placed parallel to and above the oil-water contact, while completing the well, a simultaneous secondary opening of the oil layers in the vertical and horizontal sections of the wellbore sequentially, starting with the oil reservoir with the highest hydraulic conductivity, each of which the next oil reservoir is re-opened as the previous oil reservoir is developed to residual reserves equal to the initial reserves of the subsequent oil reservoir, taking into account the difference in their hydraulic conductivity, equip the well with the possibility of pumping displacing fluid into a horizontal section of the wellbore while lifting the formation fluid from a vertical section of the wellbore .
На фиг. представлен разрез многопластовой нефтяной залежи массивного типа с размещенной горизонтальной скважиной в водонефтяной зоне и добывающими вертикальными скважинами по предлагаемому способу.In FIG. a section of a massive multi-layer oil reservoir with a horizontal well in the oil-water zone and producing vertical wells in the proposed method is presented.
Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.The inventive method is carried out in the following sequence.
Многопластовую нефтяную залежь массивного типа 1 с водонефтяными зонами разбуривают вертикальными скважинами 2 по проектной сетке. Уточняют геологическое строение залежи, строят структурную карту, карты общих и эффективных нефтенасыщенных толщин, проводят лабораторные исследования керна, определяют вязкость нефти, пористость, проницаемость пластов, распространение нефтенасыщенных толщин пласта по площади залежи, проводят гидродинамические исследования с обязательным определением пластового давления и осуществляют моделирование процесса разработки. Выбирают залежь с общими нефтенасыщенными толщинами более 15 м.Massive multi-layer oil reservoir of massive type 1 with water-oil zones is drilled by
Выделяют пласты с разной гидропроводностью 3, 4. Рассчитывают начальные извлекаемые запасы этих пластов на рассматриваемом участке.Strata with
Бурят по крайней мере одну скважину 5 с обеспечением первичного вскрытия каждого нефтяного пласта в купольной и нижней зонах залежи вертикальным и горизонтальным участками ее ствола.At least one well 5 is drilled with primary opening of each oil reservoir in the dome and lower zones of the reservoir by vertical and horizontal sections of its trunk.
Горизонтальный участок ствола скважины размещают параллельно и выше водонефтяного контакта (ВНК) 6 на расстоянии не менее одного метра в направлении от купола к контуру нефтеносности залежи.The horizontal section of the wellbore is placed parallel to and above the oil-water contact (WOC) 6 at a distance of at least one meter in the direction from the dome to the oil contour of the reservoir.
При заканчивании скважины производят одновременное вторичное вскрытие нефтяных пластов в вертикальном 7 и горизонтальном 8 участках ствола скважины.When completing the well, simultaneous secondary opening of oil reservoirs is carried out in vertical 7 and horizontal 8 sections of the wellbore.
Вторичное вскрытие осуществляют последовательно, начиная с нефтяного пласта 3 с наибольшей гидропроводностью, причем каждый последующий нефтяной пласт 4 вторично вскрывают по мере выработки предыдущего нефтяного пласта 3 до остаточных запасов, равных начальным запасам последующего нефтяного пласта 4 с учетом разницы в их гидропроводности.Secondary autopsy is carried out sequentially, starting from the
Вертикальную часть горизонтальной скважины отделяют от горизонтального ствола пакерами 9.The vertical part of the horizontal well is separated from the horizontal well by
Обустраивают скважину с возможностью нагнетания воды в горизонтальный участок ствола 8 скважины 5 при одновременном подъеме пластового флюида из вертикального участка ствола скважины 7.Equip the well with the possibility of pumping water into a horizontal section of the
Траектория горизонтального ствола 5 дважды пересекает одновозрастные согласно залегающие нефтеносные пласты 3, 4. Так как карбонатные породы обладают трещиноватостью, то увеличивается вероятность более интенсивного воздействия закачиваемого вытесняющего агента на пласты.The trajectory of the horizontal wellbore 5 intersects twice the same age according to the underlying oil-bearing
Механизм вытеснения нефти вытесняющим агентом заключается в распространении зоны воздействия вытесняющей жидкости 10 вниз и вверх по разрезу и по площади залежи при увеличении давления закачки. Вытесняющая жидкость 10 стремится в верхнюю часть залежи по наиболее проницаемым пластам 3, 4, продвигая нефть к интервалам перфорации 7.The mechanism of oil displacement by a displacing agent is to spread the zone of influence of the displacing
Отбор продукции производят при помощи насоса из вертикальной части скважины 7 одновременно с закачкой вытесняющей жидкости в горизонтальный ствол скважины 8.The selection of products is carried out using a pump from the vertical part of the well 7 simultaneously with the injection of displacing fluid into the
Режим закачки выбирают в зависимости от гидропроводности пластов, распространения нефтенасыщенных толщин пластов по площади залежи.The injection mode is selected depending on the hydraulic conductivity of the reservoirs, the distribution of oil-saturated thickness of the reservoirs over the area of the reservoir.
Расстояние от нижнего интервала перфорации вертикальной части до горизонтального ствола скважины уточняют по геогидродинамическому моделированию.The distance from the lower interval of perforation of the vertical part to the horizontal wellbore is specified by geohydrodynamic modeling.
С целью получения максимального влияния вытесняющего агента на нефтяные пласты 3, 4 закачку вытесняющего агента осуществляют с повышением пластового давления на 10-20% по сравнению с зоной отбора. В результате обеспечиваются стабильное и непрерывное воздействие на нефтеносные пласты, эффективное использование вытесняющей жидкости, увеличение дебита и объемов добываемой продукции.In order to obtain the maximum effect of the displacing agent on
Периодически замеряют дебит скважины, пластовое давление, температуру пласта, обводненность продукции и регулируют режим работы скважины.Periodically measure the flow rate of the well, reservoir pressure, reservoir temperature, water cut and regulate the mode of operation of the well.
Пример практического выполненияPractical example
Осуществление данного способа рассмотрим на примере многопластовой нефтяной залежи массивного типа 1 башкирского яруса. Многопластовую нефтяную залежь массивного типа 1 с водонефтяными зонами разбуривают вертикальными скважинами 2 по сетке 300×300 м. По данным глубокого бурения скважин и сейсмических исследований методом 2D, проведенных на территории месторождения, уточняют геологическое строение залежи, строят структурную карту, карты общих и эффективных нефтенасыщенных толщин.The implementation of this method, consider the example of a multilayer oil reservoir of massive type 1 of the Bashkir tier. A massive multi-layer oil reservoir of massive type 1 with water-oil zones is drilled with
Проводят лабораторные исследования керна, геофизические исследования скважин и определяют коллекторские свойства пласта: пористость равна 15,2%, нефтенасыщенность - 79,7%. Затем проводят гидродинамические исследования в скважинах 2 и определяют пластовое давление, которое составляет 12,1 МПа, проницаемость - 0,0848 мкм2 и осуществляют моделирование процесса разработки.Carry out laboratory core studies, geophysical studies of wells and determine reservoir properties of the formation: porosity is 15.2%, oil saturation is 79.7%. Then conduct hydrodynamic studies in
Выбирают участок залежи с общими нефтенасыщенными толщинами более 20 метров. Выделяют два нефтеносных пласта 3, 4 с разной гидропроводностью. Рассчитывают на рассматриваемом участке начальные извлекаемые запасы этих пластов. Пласт 3 обладает более высокими коллекторскими свойствами, чем нижезалегающий пласт 4. Запасы верхнего нефтеносного пласта 3 превышают запасы нижнего 4 в 1,6 раза.Choose a site of deposits with total oil-saturated thicknesses of more than 20 meters. Two oil-bearing
Бурят одну горизонтальную скважину 5 в направлении от купола к контуру нефтеносности залежи. Горизонтальный участок ствола скважины длиной 300 м размещают параллельно и выше водонефтяного контакта (ВНК) 6 на расстоянии двух метров.One horizontal well 5 is drilled in the direction from the dome to the oil profile of the reservoir. A horizontal section of the wellbore 300 m long is placed parallel to and above the oil-water contact (WOC) 6 at a distance of two meters.
При заканчивании скважины производят одновременное вторичное вскрытие нефтяного пласта 3 на вертикальном 7 участке ствола скважины и нефтяного пласта 3 на горизонтальном 8 участке ствола скважины.When completing the well, a simultaneous secondary opening of the
Вторичное вскрытие осуществляют последовательно, начиная с нефтяного пласта 5, характеризующегося наибольшей гидропроводностью. Выработка запасов нефти из нефтяного пласта 5 производилась в течение двух лет. При снижении запасов в пласте 5 до начальных запасов нефтяного пласта 6 осуществили вторичное вскрытие нефтеносного пласта 6 и ввели его в эксплуатацию.Secondary autopsy is carried out sequentially, starting with the oil reservoir 5, characterized by the greatest hydraulic conductivity. The development of oil reserves from oil reservoir 5 was carried out for two years. With a decrease in reserves in reservoir 5 to the initial reserves of
Вертикальную часть горизонтальной скважины отделяют от горизонтального ствола пакерами 9.The vertical part of the horizontal well is separated from the horizontal well by
Обустраивают скважину. Нагнетание вытесняющей жидкости в горизонтальный участок ствола 8 скважины 5 осуществляют при одновременном отборе пластового флюида 10 из вертикального участка ствола скважины 7. Отбор продукции производят при помощи насоса.Equip the well. The injection of the displacing fluid into the horizontal section of the
Расстояние от нижнего интервала перфорации вертикальной части до горизонтального ствола скважины составляет 6 м.The distance from the lower interval of perforation of the vertical part to the horizontal wellbore is 6 m.
С целью получения максимального влияния вытесняющего агента на нефтяные пласты 3, 4 закачку вытесняющей жидкости 10 осуществляют с пластовым давлением, равным 14,0 МПа.In order to maximize the effect of the displacing agent on the
Разработка нефтяной многопластовой залежи массивного типа с водонефтяными зонами предлагаемым способом позволяет увеличить объем добычи нефти, обеспечивает равномерное вытеснение нефти по всем нефтеносным пластам, которое достигается повышением эффективности закачки вытесняющего агента.The development of a massive multi-layer oil reservoir with water-oil zones by the proposed method allows to increase the volume of oil production, provides uniform oil displacement across all oil reservoirs, which is achieved by increasing the efficiency of injection of the displacing agent.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011106310/03A RU2464414C1 (en) | 2011-02-18 | 2011-02-18 | Method of developing multi-bed massive oil deposit |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011106310/03A RU2464414C1 (en) | 2011-02-18 | 2011-02-18 | Method of developing multi-bed massive oil deposit |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2011106310A RU2011106310A (en) | 2012-08-27 |
RU2464414C1 true RU2464414C1 (en) | 2012-10-20 |
Family
ID=46937324
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011106310/03A RU2464414C1 (en) | 2011-02-18 | 2011-02-18 | Method of developing multi-bed massive oil deposit |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2464414C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2513390C1 (en) * | 2013-06-24 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
RU2753229C1 (en) * | 2021-03-18 | 2021-08-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of multilayer oil deposits |
Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU93026831A (en) * | 1993-05-26 | 1996-02-10 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Приоритет" | METHOD FOR DEVELOPING OIL FIELDS |
RU2066370C1 (en) * | 1995-06-08 | 1996-09-10 | Акционерное общество открытого типа "Булгарнефть" | Method for exploitation of multilayer oil pool |
RU2126543C1 (en) * | 1997-12-30 | 1999-02-20 | Научно-исследовательский институт измерительных приборов | Method of radar detection and tracking of objects |
US6012520A (en) * | 1996-10-11 | 2000-01-11 | Yu; Andrew | Hydrocarbon recovery methods by creating high-permeability webs |
RU2285795C1 (en) * | 2005-02-22 | 2006-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
RU2334084C1 (en) * | 2007-09-24 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well operation at stack oil deposit |
RU2395674C1 (en) * | 2009-07-24 | 2010-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil pool development |
RU101082U1 (en) * | 2010-08-24 | 2011-01-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | FORMATION OF A BRANCHED WELL FOR OPERATION OF WATERFILLING HYDROCARBON DEPOSITS |
Family Cites Families (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2065040C1 (en) * | 1993-05-26 | 1996-08-10 | Акционерное общество открытого типа "Сибирская инновационная нефтяная корпорация" | Method for exploitation of oil deposits |
-
2011
- 2011-02-18 RU RU2011106310/03A patent/RU2464414C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU93026831A (en) * | 1993-05-26 | 1996-02-10 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Приоритет" | METHOD FOR DEVELOPING OIL FIELDS |
RU2066370C1 (en) * | 1995-06-08 | 1996-09-10 | Акционерное общество открытого типа "Булгарнефть" | Method for exploitation of multilayer oil pool |
US6012520A (en) * | 1996-10-11 | 2000-01-11 | Yu; Andrew | Hydrocarbon recovery methods by creating high-permeability webs |
RU2126543C1 (en) * | 1997-12-30 | 1999-02-20 | Научно-исследовательский институт измерительных приборов | Method of radar detection and tracking of objects |
RU2285795C1 (en) * | 2005-02-22 | 2006-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
RU2334084C1 (en) * | 2007-09-24 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well operation at stack oil deposit |
RU2395674C1 (en) * | 2009-07-24 | 2010-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil pool development |
RU101082U1 (en) * | 2010-08-24 | 2011-01-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | FORMATION OF A BRANCHED WELL FOR OPERATION OF WATERFILLING HYDROCARBON DEPOSITS |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2513390C1 (en) * | 2013-06-24 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
RU2753229C1 (en) * | 2021-03-18 | 2021-08-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of multilayer oil deposits |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2011106310A (en) | 2012-08-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10815761B2 (en) | Process for producing hydrocarbons from a subterranean hydrocarbon-bearing reservoir | |
RU2387812C1 (en) | Method to develop oil poll with oil-in-water systems | |
CN112392472B (en) | Method and device for determining integrated development mode of shale and adjacent oil layer | |
RU2567918C1 (en) | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit | |
RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
RU2513791C1 (en) | Development method of multilayer oil deposit using hydraulic fracturing of formation | |
WO2019014090A2 (en) | Methods and systems for ballooned hydraulic fractures and complex toe-to-heel flooding | |
RU2513484C1 (en) | Method for development of sticky oil and bitumen accumulation | |
RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
RU2439298C1 (en) | Method of development of massive oil field with laminar irregularities | |
RU2645054C1 (en) | Well completion method | |
RU2464414C1 (en) | Method of developing multi-bed massive oil deposit | |
RU2743478C1 (en) | Difficult turonian gas production method | |
RU2443855C1 (en) | Development method of oil deposit with layer-by-layer heterogeneity | |
RU2695906C1 (en) | Method for development of weakly permeable oil deposit with application of horizontal wells and water and gas impact | |
RU2533465C1 (en) | Well completion and operation method for underground gas storage in water-bearing formation with inhomogeneous lithologic structure | |
RU2526037C1 (en) | Development of fractured reservoirs | |
RU2485297C1 (en) | Development method of oil deposits by means of well interconnected through productive formation | |
RU2595112C1 (en) | Method for development of oil deposit at late stage of development | |
RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
RU2290498C1 (en) | Method for extracting oil deposit in heterogeneous collector of low thickness | |
RU2519949C1 (en) | Method for development of oil pool section | |
RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well | |
RU2599124C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180219 |