RU2474676C1 - Multiformation oil deposit development method - Google Patents

Multiformation oil deposit development method Download PDF

Info

Publication number
RU2474676C1
RU2474676C1 RU2012113422/03A RU2012113422A RU2474676C1 RU 2474676 C1 RU2474676 C1 RU 2474676C1 RU 2012113422/03 A RU2012113422/03 A RU 2012113422/03A RU 2012113422 A RU2012113422 A RU 2012113422A RU 2474676 C1 RU2474676 C1 RU 2474676C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
horizon
oil
wells
injection
production wells
Prior art date
Application number
RU2012113422/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Раис Салихович Хисамов
Миргазиян Закиевич Тазиев
Булат Галиевич Ганиев
Тагир Асгатович Туктаров
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина filed Critical Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority to RU2012113422/03A priority Critical patent/RU2474676C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2474676C1 publication Critical patent/RU2474676C1/en

Links

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: according to the method, when multiformation oil deposit is being developed, oil is extracted through production wells from lower productive horizon, working fluid is pumped to lower productive horizon, oil is extracted through production wells from upper productive horizon and well pattern of upper horizon is packed. Oil extraction through production wells from upper productive horizon is performed till formation pressure is decreased by 10-40%; when well pattern is being packed on injection wells operating for lower horizon, perforation at the upper horizon interval is performed. Separate pumping of working fluid is performed simultaneously to lower and upper horizons. When pumping is being performed to upper horizon, the pumping volume is preset, which is equal to the required compensation volume in the section, and the influence is observed as per responding production wells. In case of the influence confirmed with the rise of current bottomhole pressure in production wells of not less than 10%, the flow rate pumping is restricted for the injection well by 20-80% of the initial one, and the extraction is intensified for the responding production wells.
EFFECT: improving oil recovery of the deposit.
1 ex

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of a multilayer oil reservoir.

Известен способ разработки многопластового нефтяного месторождения, включающий разбуривание нагнетательных и добывающих скважин, закачку вытесняющей жидкости в нагнетательные скважины и отбор продукции из объединенных в один эксплуатационный объект нескольких продуктивных пластов (Р.Х.Муслимова, А.М.Шавалиева, Р.Б.Хисамова и др. "Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения". М., ВНИИОЭНГ, 1995, с.243-244, 2 том).A known method of developing a multilayer oil field, including drilling injection and producing wells, pumping displacing fluid into injection wells and selecting products from several productive formations combined into one production facility (R.Kh. Muslimova, A.M. Shavalieva, R.B. Khisamova and others. "Geology, development and operation of the Romashkinskoye oil field." M., VNIIOENG, 1995, p.243-244, 2 volume).

Недостатком способа является то, что он не позволяет вовлечь в активную разработку запасы нефти всех пластов, поскольку при этом разрабатываются лишь высокопроницаемые пласты или его участки, выходящие на линии разрезания. Кроме того, вследствие неоднородности пластов невозможно освоить под закачку воды все пласты, вскрытые нагнетательными скважинами.The disadvantage of this method is that it does not allow to involve in the active development the oil reserves of all the layers, since only highly permeable layers or its sections that extend onto the cutting lines are developed. In addition, due to the heterogeneity of the reservoirs, it is impossible to master all the reservoirs uncovered by injection wells for water injection.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки многопластового месторождения на поздней стадии с рентабельным дебитом скважины, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку вытесняющий жидкости в нагнетательную и отбор продукции пласта через добывающую скважину. Часть нерентабельных добывающих и нагнетательных скважин из высокопроницаемых высокообводненных пластов переводят на разработку малообводненных вышележащих пластов с созданием системы разработки по уплотненной сетке. Отбор нефти из высокопроницаемых высокообводненных пластов продолжают осуществлять по разуплотненной сетке оставленными добывающими скважинами, расположенными в гипсометрически повышенных частях залежи. При этом закачку вытесняющей жидкости осуществляют через оставленные нагнетательные скважины, расположенные в гипсометрически пониженных частях залежи. Отбор продукции из добывающих скважин осуществляют с проведением мероприятий по обеспечению рентабельного дебита за счет предотвращения образования конуса воды (Патент РФ №2235864, опубл. 10.09.2004 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing a multilayer field at a late stage with a cost-effective well production rate, including drilling injection and production wells, pumping the displacing fluid into the injection well and selecting production of the formation through the production well. A part of unprofitable production and injection wells from highly permeable high-flooded formations are transferred to the development of low-flooded overlying formations with the creation of a development system for a densified grid. The selection of oil from highly permeable high-flooded reservoirs continues to be carried out on a decompressed grid by abandoned production wells located in hypsometrically elevated parts of the reservoir. In this case, the displacement fluid is pumped through the abandoned injection wells located in the hypsometrically lower parts of the reservoir. The selection of products from producing wells is carried out with measures to ensure a profitable flow rate by preventing the formation of a water cone (RF Patent No. 2235864, publ. 10.09.2004 - prototype).

Известный способ не позволяет разрабатывать месторождение с достижением высокой нефтеотдачи вследствие того, что разработку верхнего пласта проводят без регулирования параметров разработки.The known method does not allow to develop a field with high oil recovery due to the fact that the development of the upper reservoir is carried out without adjusting the development parameters.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи месторождения.The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery.

Задача решается тем, что в способе разработки многопластового нефтяного месторождения, включающем отбор нефти через добывающие скважины с нижнего продуктивного горизонта, закачку рабочего агента в нижний продуктивный горизонт, отбор нефти через добывающие скважины с верхнего продуктивного горизонта и уплотнение сетки скважин верхнего горизонта, согласно изобретению отбор нефти через добывающие скважины с верхнего продуктивного горизонта ведут до снижения пластового давления на 10-40%, при уплотнении сетки скважин на нагнетательных скважинах, работающих на нижний горизонт, производят перфорацию в интервале верхнего горизонта, производят одновременно-раздельную закачку рабочего агента в нижний и верхний горизонты, при закачке на верхний горизонт задают объем закачки, равный необходимому объему компенсации по участку, и прослеживают влияние по реагирующим добывающим скважинам, при наличии влияния, подтверждаемого ростом текущего забойного давления на добывающих скважинах не менее 10%, производят ограничение закачки по расходу по нагнетательной скважине на 20-80% от первоначального и производят интенсификацию отбора по реагирующим добывающим скважинам.The problem is solved in that in the method of developing a multilayer oil field, including the selection of oil through production wells from the lower productive horizon, the injection of the working agent into the lower productive horizon, the selection of oil through production wells from the upper productive horizon and compaction of the network of wells of the upper horizon, according to the invention, selection oil through production wells from the upper productive horizon lead to a decrease in reservoir pressure by 10-40%, while compaction of the grid of wells at injection wells For the workers operating on the lower horizon, they perforate in the interval of the upper horizon, simultaneously and separately inject the working agent into the lower and upper horizons, when pumping to the upper horizon, the injection volume is set equal to the required compensation volume over the site, and the effect is monitored for reacting production wells , if there is an effect confirmed by an increase in the current bottomhole pressure in production wells of at least 10%, injection is limited by the flow rate in the injection well by 20-80% of the per initially and intensify the selection of reacting producing wells.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

При разработке многопластового нефтяного месторождения разные продуктивные горизонты вырабатываются по разному. Одинаковый подход к разработке разных горизонтов приводит к отсутствию учета свойств горизонтов и невысокой нефтеотдаче месторождения в целом. В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи месторождения. Задача решается следующим образом.When developing a multilayer oil field, different productive horizons are produced differently. The same approach to the development of different horizons leads to a lack of consideration for the properties of horizons and low oil recovery of the field as a whole. The proposed method solves the problem of increasing oil recovery. The problem is solved as follows.

При разработке многопластового нефтяного месторождения бурят добывающие и нагнетательные скважины на нижний горизонт. При этом скважины проходят и верхний горизонт. Преимущественно разрабатывают нижний горизонт как наиболее продуктивный. Проводят отбор нефти через добывающие скважины с нижнего продуктивного горизонта, закачку рабочего агента в нижний продуктивный горизонт. Верхний продуктивный горизонт разрабатывают редкой сеткой добывающих скважин на естественном режиме, для чего ведут отбор нефти через добывающие скважины с верхнего продуктивного горизонта. Отбор нефти через добывающие скважины с верхнего продуктивного горизонта ведут до снижения пластового давления в верхнем горизонте на 10-40% от начального. Уменьшение этого показателя приводит к потере объемов добываемой нефти в безводный период разработки, превышение - к чрезмерному снижению пластового давления, разгазированию нефти в пласте, потере подвижности нефти и резкому снижению нефтеотдачи. После этого проводят уплотнение сетки скважин на верхнем горизонте. В нагнетательных скважинах, работающих на нижний горизонт, производят перфорацию в интервале верхнего горизонта. Производят одновременно-раздельную закачку рабочего агента в нижний и верхний горизонты.During the development of a multilayer oil field, production and injection wells are drilled to the lower horizon. At the same time, the wells pass through the upper horizon. Mainly developing the lower horizon as the most productive. Oil is taken through production wells from the lower productive horizon, and the working agent is injected into the lower productive horizon. The upper productive horizon is developed with a rare grid of production wells in natural mode, for which oil is taken through production wells from the upper productive horizon. The selection of oil through production wells from the upper productive horizon is carried out to reduce reservoir pressure in the upper horizon by 10-40% of the initial. A decrease in this indicator leads to a loss in the volume of oil produced during the anhydrous development period, an excess leads to an excessive decrease in reservoir pressure, degassing of oil in the reservoir, loss of oil mobility and a sharp decrease in oil recovery. After this, a densification of the grid of wells is carried out on the upper horizon. In injection wells operating on the lower horizon, perforation is performed in the interval of the upper horizon. A simultaneous-separate injection of the working agent into the lower and upper horizons is performed.

При закачке на верхний горизонт задают объем закачки, равный необходимому объему компенсации по участку, и прослеживают влияние по реагирующим добывающим скважинам. При наличии влияния, подтверждаемого ростом текущего забойного давления на добывающих скважинах не менее 10%, производят ограничение закачки по расходу по нагнетательной скважине на 20-80% от первоначального и производят интенсификацию отбора по реагирующим добывающим скважинам. Выбор интервала роста текущего забойного давления менее 10% может привести к ошибкам в оценке влияния нагнетательных скважин на добывающие, назначению неверного режима разработки и снижению нефтеотдачи. Ограничение закачки по расходу по нагнетательной скважине менее чем на 20% от первоначального приводит к преждевременному обводнению добывающих скважин, захоронению запасов нефти в залежи и снижению нефтеотдачи. Ограничение закачки по расходу по нагнетательной скважине более чем на 80% от первоначального приводит к снижению пластового давления, недоборам нефти добывающими скважинами и снижению нефтеотдачи.When uploading to the upper horizon, the injection volume is set equal to the required compensation volume over the site, and the effect is monitored for reacting production wells. If there is an effect confirmed by an increase in the current bottomhole pressure at production wells of at least 10%, injection is limited by the flow rate of the injection well by 20-80% of the initial one and the selection of reacting production wells is intensified. Choosing a growth interval of the current bottomhole pressure of less than 10% may lead to errors in assessing the impact of injection wells on producing wells, assigning an incorrect development mode and reducing oil recovery. The restriction of injection by flow rate for an injection well by less than 20% of the initial one leads to premature flooding of production wells, the burial of oil reserves in reservoirs and a decrease in oil recovery. The restriction of injection by flow rate in the injection well by more than 80% of the initial one leads to a decrease in reservoir pressure, shortages of oil by producing wells and a decrease in oil recovery.

В результате применения заявленного способа удается повысить нефтеотдачу месторождения.As a result of applying the inventive method, it is possible to increase oil recovery of the field.

Примеры конкретного выполненияCase Studies

Пример 1. Разрабатывают нефтяное месторождение со следующими характеристиками.Example 1. Develop an oil field with the following characteristics.

Нижний продуктивный горизонт расположен на глубине 1600-2000 м, имеет пластовую температуру 36°C, начальное пластовое давление 18 МПа, пористость 19.4%, проницаемость 0,629 мкм2, нефтенасыщенность 0.8 д. ед., нефть вязкостью 3,34 мПа·с и плотностью 0,802 т/м3, коллектор - терригенный. На нижний горизонт пробурены 5 добывающих скважин и 4 нагнетательные скважины.The lower productive horizon is located at a depth of 1600-2000 m, has a reservoir temperature of 36 ° C, an initial reservoir pressure of 18 MPa, porosity of 19.4%, permeability of 0.629 μm 2 , oil saturation of 0.8 units, oil with a viscosity of 3.34 MPa · s and density 0.802 t / m 3 , the reservoir is terrigenous. 5 production wells and 4 injection wells were drilled to the lower horizon.

Верхний продуктивный горизонт расположен на глубине 900-1200 м, имеет пластовую температуру 24°C, начальное пластовое давление 11 МПа, пористость 0,2 д. ед., проницаемость 1,37 мкм2, нефтенасыщенность 0,65 д. ед., нефть вязкостью 30,2 мПа·с и плотностью 0,879 кг/м3, коллектор - терригенный. На верхний горизонт пробурены 5 добывающих скважин и 1 нагнетательная скважина.The upper productive horizon is located at a depth of 900-1200 m, has a reservoir temperature of 24 ° C, an initial reservoir pressure of 11 MPa, a porosity of 0.2 units, a permeability of 1.37 μm 2 , oil saturation of 0.65 units, oil viscosity 30.2 MPa · s and density 0.879 kg / m 3 , the collector is terrigenous. 5 production wells and 1 injection well were drilled to the upper horizon.

Закачивают рабочий агент - пластовую воду через нагнетательные скважины и отбирают пластовую продукцию (нефть) через добывающие скважины.The working agent is injected - produced water through injection wells and reservoir products (oil) are taken through production wells.

Отбор нефти через добывающие скважины с верхнего продуктивного горизонта ведут до снижения пластового давления в верхнем горизонте по разным участкам разработки на 10-40% от начального, т.е. до значений 4-5 МПа. После этого проводят уплотнение сетки скважин на верхнем горизонте. В нагнетательных скважинах, работающих на нижний горизонт, производят перфорацию в интервале верхнего горизонта 900-1300 м. Производят одновременно-раздельную закачку рабочего агента по нагнетательным скважинам в нижний и верхний горизонты. При закачке в верхний горизонт задают объемы закачки, равные необходимым объемам компенсации по участкам, и прослеживают влияние по реагирующим добывающим скважинам. Так, при общем дебите нефти по участку разработки от 3 до 20 т/сут устанавливают объем закачки по нагнетательным скважинам 50-80 м3/сут, т.е. необходимый объем компенсации составляет 100-140%. Выявляют добывающие скважины, в которых имеет место влияние закачки, подтверждаемое ростом текущего забойного давления не менее 10%, т.е. до величины не менее 5 МПа. В нагнетательных скважинах, имеющих гидродинамическую связь с выявленными добывающими скважинами, производят ограничение закачки по расходу на 20-80% от первоначального, т.е. до 60-80% от начальной компенсации, и производят интенсификацию отбора по реагирующим добывающим скважинам, увеличивая дебиты на значение от 5 до 15% от дебита до проведения мероприятия. В результате удается повысить нефтеотдачу месторождения до величины 4-6% против 2-3% по прототипу.The selection of oil through production wells from the upper productive horizon is carried out until the reservoir pressure in the upper horizon is reduced by 10-40% from the initial, in different areas of the development, i.e. to values of 4-5 MPa. After that, the densification of the grid of wells is carried out on the upper horizon. In injection wells operating on the lower horizon, perforation is performed in the interval of the upper horizon of 900-1300 m. The agent is simultaneously and separately injected through the injection wells into the lower and upper horizons. When injected into the upper horizon, the injection volumes are set equal to the required compensation volumes in the sections, and the effect is monitored for reacting production wells. So, with the total oil production rate in the development area from 3 to 20 tons / day, the injection volume for injection wells is set at 50-80 m 3 / day, i.e. The required compensation amount is 100-140%. Production wells are identified in which injection effects take place, confirmed by an increase in the current bottomhole pressure of at least 10%, i.e. to a value of at least 5 MPa. In injection wells having a hydrodynamic connection with the identified producing wells, injection is limited by the flow rate by 20-80% of the initial, i.e. up to 60-80% of the initial compensation, and intensification of the selection for reacting producing wells is carried out, increasing the flow rate by a value from 5 to 15% of the flow rate before the event. As a result, it is possible to increase oil recovery to 4-6% against 2-3% of the prototype.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу многопластового нефтяного месторождения.The application of the proposed method will improve oil recovery multilayer oil fields.

Claims (1)

Способ разработки многопластового нефтяного месторождения, включающий отбор нефти через добывающие скважины с нижнего продуктивного горизонта, закачку рабочего агента в нижний продуктивный горизонт, отбор нефти через добывающие скважины с верхнего продуктивного горизонта и уплотнение сетки скважин верхнего горизонта, отличающийся тем, что отбор нефти через добывающие скважины с верхнего продуктивного горизонта ведут до снижения пластового давления на 10-40%, при уплотнении сетки скважин на нагнетательных скважинах, работающих на нижний горизонт, производят перфорацию в интервале верхнего горизонта, производят одновременно-раздельную закачку рабочего агента в нижний и верхний горизонты, при закачке на верхний горизонт задают объем закачки, равный необходимому объему компенсации по участку и прослеживают влияние по реагирующим добывающим скважинам, при наличии влияния, подтверждаемого ростом текущего забойного давления на добывающих скважинах не менее 10%, производят ограничение закачки по расходу по нагнетательной скважине на 20-80% от первоначального и производят интенсификацию отбора по реагирующим добывающим скважинам. A method for developing a multilayer oil field, including oil extraction through production wells from the lower productive horizon, pumping a working agent into the lower production horizon, oil extraction through production wells from the upper productive horizon, and compaction of the network of wells of the upper horizon, characterized in that oil selection through production wells from the upper productive horizon they lead to a decrease in reservoir pressure by 10-40%, when compaction of the grid of wells in injection wells operating on the lower horizon, perforate in the interval of the upper horizon, simultaneously and separately inject the working agent into the lower and upper horizons, when injecting into the upper horizon, set the injection volume equal to the required compensation volume over the area and trace the effect of the reacting production wells, if there is an effect, confirmed by the growth of the current bottom hole pressure at producing wells of at least 10%, injection is limited by the flow rate of the injection well by 20-80% of the original and produce and intensification of selection for reactive producing wells.
RU2012113422/03A 2012-04-09 2012-04-09 Multiformation oil deposit development method RU2474676C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2012113422/03A RU2474676C1 (en) 2012-04-09 2012-04-09 Multiformation oil deposit development method

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2012113422/03A RU2474676C1 (en) 2012-04-09 2012-04-09 Multiformation oil deposit development method

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2474676C1 true RU2474676C1 (en) 2013-02-10

Family

ID=49120459

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2012113422/03A RU2474676C1 (en) 2012-04-09 2012-04-09 Multiformation oil deposit development method

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2474676C1 (en)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2540718C1 (en) * 2014-03-21 2015-02-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of oil pool development
RU2557282C1 (en) * 2014-10-10 2015-07-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Multilayer oil deposit development method
RU2558546C1 (en) * 2014-10-10 2015-08-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Multilayer oil deposit development method
RU2587661C1 (en) * 2015-09-24 2016-06-20 Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for development of explored oil deposit
RU2770929C1 (en) * 2021-08-23 2022-04-25 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Method for development of a multi-layer oil field

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2003785C1 (en) * 1991-06-24 1993-11-30 Виктор Генрихович Лейбсон Method of exploitation of multipool oil field
RU1653403C (en) * 1989-02-21 1994-09-15 Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности Method for development of oil multilayer field
RU2235864C1 (en) * 2003-03-13 2004-09-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for extracting multi-bed deposit at later stage with rentable well debit
RU2268355C1 (en) * 2004-12-27 2006-01-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Multizone oil reservoir development method
US20080073079A1 (en) * 2006-09-26 2008-03-27 Hw Advanced Technologies, Inc. Stimulation and recovery of heavy hydrocarbon fluids
RU2323331C1 (en) * 2007-05-03 2008-04-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for stacked oil pool development with the use of simultaneous separate working agent injection
RU2328590C1 (en) * 2006-10-20 2008-07-10 Махир Зафар оглы Шарифов Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU1653403C (en) * 1989-02-21 1994-09-15 Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности Method for development of oil multilayer field
RU2003785C1 (en) * 1991-06-24 1993-11-30 Виктор Генрихович Лейбсон Method of exploitation of multipool oil field
RU2235864C1 (en) * 2003-03-13 2004-09-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for extracting multi-bed deposit at later stage with rentable well debit
RU2268355C1 (en) * 2004-12-27 2006-01-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Multizone oil reservoir development method
US20080073079A1 (en) * 2006-09-26 2008-03-27 Hw Advanced Technologies, Inc. Stimulation and recovery of heavy hydrocarbon fluids
RU2328590C1 (en) * 2006-10-20 2008-07-10 Махир Зафар оглы Шарифов Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants
RU2323331C1 (en) * 2007-05-03 2008-04-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for stacked oil pool development with the use of simultaneous separate working agent injection

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2540718C1 (en) * 2014-03-21 2015-02-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of oil pool development
RU2557282C1 (en) * 2014-10-10 2015-07-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Multilayer oil deposit development method
RU2558546C1 (en) * 2014-10-10 2015-08-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Multilayer oil deposit development method
RU2587661C1 (en) * 2015-09-24 2016-06-20 Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for development of explored oil deposit
RU2770929C1 (en) * 2021-08-23 2022-04-25 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Method for development of a multi-layer oil field

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN105626006B (en) Low-permeability oil deposit CO2Drive technical limit well space and determine method
RU2474676C1 (en) Multiformation oil deposit development method
RU2334095C1 (en) Method of high-viscosity oil pool development
CN103089224A (en) Fracturing method for comprehensively controlling fracture height
CN105952427B (en) A kind of prediction of low-permeability oil deposit water filling induced fractures and evaluation method
CN105626036B (en) A kind of reasonable Liquid output reservoir engineering calculation method of determining oil reservoir
CN104675371B (en) It is a kind of it is poly- drive plus subsequent waterflooding after alternately inject gel and polymer solution complex oil displacing experimental method
RU2485291C1 (en) Development method of productive formation with low-permeability section
RU2448240C1 (en) Development method of oil deposits in carbonate reservoirs with water-oil zones
CN104373097A (en) Method for increasing middle and deep layer super heavy oil deposit recovery ratio through combination of SAGD and steam flooding
CN104389566A (en) Method for judging gas fleeing time
RU2737043C1 (en) Method for development of oil reservoir of multi-layer oil and gas condensate deposit
CN109751037A (en) A kind of normal pressure shale gas reservoir high frequency change displacement volume fracturing process
RU2334098C1 (en) Method of high-viscosity oil pool development
RU2203405C1 (en) Method of development of oil field
RU2517674C1 (en) Development method of non-homogeneous oil deposit
CN109296363A (en) Extra-low permeability oil reservoirs CO2Drive initial productivity prediction technique
CN109577938A (en) A kind of compact oil reservoir horizontal well wears lamination cracking method
RU2342523C2 (en) Method of implementation of vertical water flooding of oil deposit
CN102364041B (en) Oil extraction method for establishing oil permeable water stop sieve by filling fusheng sand in horizontal well fracture
RU2242594C1 (en) Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well
CN109424346A (en) A kind of stepless variable element ramp type injection fracturing process of deep layer shale gas
RU2558546C1 (en) Multilayer oil deposit development method
RU2583471C1 (en) Method for development of multilayer oil reservoir
RU2630318C1 (en) Development method of tight oil reservoirs by cyclic pumping of carbon dioxide