RU2513390C1 - Oil deposit development method - Google Patents
Oil deposit development method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2513390C1 RU2513390C1 RU2013128442/03A RU2013128442A RU2513390C1 RU 2513390 C1 RU2513390 C1 RU 2513390C1 RU 2013128442/03 A RU2013128442/03 A RU 2013128442/03A RU 2013128442 A RU2013128442 A RU 2013128442A RU 2513390 C1 RU2513390 C1 RU 2513390C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- oil
- horizontal
- producing
- injection
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Edible Oils And Fats (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с коллектором, имеющим естественную трещиноватость.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of oil deposits with a reservoir having a natural fracture.
Известен способ разработки нефтяной залежи, в соответствии с которым отбирают нефть через добывающие скважины, переводят часть добывающих скважин в нагнетательные и закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины. На залежи выделяют зоны разработки, ограниченные пониженными насыщенными водой участками пласта, определяют направление естественной трещиноватости, образованное вертикальными разломами, отбирают нефть до достижения величины пластового давления 0,50-0,65 от начального, затем до 20% фонда добывающих скважин переводят в нагнетательные. Формируют ряды нагнетательных скважин перпендикулярно направлению естественной трещиноватости, при этом для перевода выбирают добывающие скважины с перфорацией в зоне с повышенной проницаемостью нефтеносного пласта или дополнительно перфорируют скважины в этой или в водоносной зонах, закачивают рабочий агент плотностью 1,14-1,15 г/см3. В качестве рабочего агента используют, в частности, турнейскую воду с плотностью 1,14-1,15 г/см3, закачку рабочего агента производят циклически и попеременно в нагнетательные скважины разных зон разработки в течение 10-20 сут (патент РФ 2061178, кл. E21B 43/20, опубл. 1996.05.27).There is a known method of developing an oil reservoir, in accordance with which oil is taken through production wells, part of the production wells is transferred to injection wells and the working agent is pumped through injection wells. The development zones are limited to the reservoirs, limited by the lowered areas of the reservoir saturated with water, the direction of natural fracturing, formed by vertical faults, is determined, the oil is taken until the reservoir pressure reaches 0.50-0.65 from the initial one, then up to 20% of the production well stock is transferred to injection wells. Rows of injection wells are formed perpendicular to the direction of natural fracture, while production wells with perforation in the zone with increased permeability of the oil reservoir are selected for translation or wells are additionally perforated in this or in the aquifer, a working agent with a density of 1.14-1.15 g / cm is pumped 3 . As a working agent, in particular, Tournaisian water with a density of 1.14-1.15 g / cm 3 is used , the working agent is injected cyclically and alternately into injection wells of different development zones for 10-20 days (RF patent 2061178, class E21B 43/20, publ. 1996.05.27).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, в котором проводят определение направления трещиноватости коллектора по возбуждению сейсмической волны от источников возбуждения, расположенных на удалении от скважины под различными азимутальными углами. По стволу скважины регистрируют сейсмические волны. Выделяют прямую продольную сейсмическую волну - P-волну и обменную отраженную или проходящую сейсмическую волну - PS-волну. Определяют интенсивность P-волны. В интервале 300-500 м над продуктивным пластом определяют интенсивность PS-волны. Находят отношение амплитуд PS/P-волн. Строят эллипс по векторам отношений амплитуд PS/P-волн по разным азимутальным углам. По направлению малой оси эллипса определяют направление доминирующей трещиноватости. По отношению длин большой оси к малой оси эллипса определяют коэффициент анизотропии пород в исследуемом пласте. После определения направления трещиноватости коллектора проводят определение границ участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора. Формирование рядов добывающих скважин проводят под углом к выявленному направлению трещиноватости внутри границ участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора. Нагнетательные скважины размещают за границами участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора (патент РФ №2206725, опубл. 10.03 2003).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing an oil reservoir, in which the direction of the fracture of the reservoir is determined by exciting the seismic wave from the excitation sources located at a distance from the well at different azimuthal angles. Seismic waves are recorded along the wellbore. A direct longitudinal seismic wave — the P wave and an exchange reflected or transmitted seismic wave — the PS wave, are isolated. The intensity of the P-wave is determined. In the range of 300-500 m above the reservoir, the intensity of the PS-wave is determined. Find the ratio of the amplitudes of the PS / P waves. An ellipse is constructed from the vectors of the ratio of the amplitudes of the PS / P waves at different azimuthal angles. The direction of the dominant fracture is determined in the direction of the minor axis of the ellipse. The ratio of the lengths of the major axis to the minor axis of the ellipse determines the anisotropy coefficient of the rocks in the reservoir under study. After determining the direction of fracture of the reservoir, the boundaries of the site of the reservoir with a certain fracture of the reservoir are determined. The formation of the rows of producing wells is carried out at an angle to the identified direction of fracture within the boundaries of the site of the reservoir with a certain fracture of the reservoir. Injection wells are placed beyond the boundaries of the reservoir with a certain fracture of the reservoir (RF patent No. 2206725, publ. 10.03 2003).
Известные способы позволяют отобрать из залежи основные запасы нефти, однако нефтеотдача залежи остается невысокой.Known methods allow you to select the main oil reserves from the reservoir, however, the oil recovery of the reservoir remains low.
В изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.The invention solves the problem of increasing oil recovery deposits.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем определение преимущественного направления трещин, разбуривание залежей добывающими и нагнетательными скважинами с учетом направления естественной трещиноватости залежи, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, согласно изобретению в качестве скважин используют горизонтальные скважины, из скважин формируют элементы квадратной сетки, одну из сторон квадратной сетки располагают вдоль направления трещин, горизонтальные стволы добывающих скважин размещают параллельно друг другу в шахматном порядке от центра одного элемента квадратной сетки до центра соседнего элемента квадратной сетки, расположенного диагонально, и проводят у кровли нефтенасыщенного пласта, в каждой добывающей скважине в продуктивном пласте размещают два водонабухающих пакера, которые делят горизонтальный ствол на три равные части, горизонтальные стволы нагнетательных скважин размещают в центре элементов между двумя параллельно расположенными соседними добывающими скважинами и проводят у водонефтяного контакта или подошвы нефтенасыщенного пласта, причем добывающие скважины выполняют длиной горизонтального ствола «a», а нагнетательные скважины выполняют длиной горизонтального ствола b=a/2, причем a=1,41·L, где L - длина стороны элемента квадратной сетки.The problem is solved in that in the method of developing an oil field, including determining the preferred direction of the fractures, drilling the deposits with producing and injection wells, taking into account the direction of natural fracturing of the deposit, pumping the working agent into the injection wells and selecting products from the producing wells, according to the invention, horizontal wells are used wells, square grid elements are formed from wells, one of the sides of the square grid is placed along the direction of the cracks, horizontally The production wells are placed parallel to each other in a checkerboard pattern from the center of one square mesh element to the center of the adjacent square mesh element located diagonally and held at the top of the oil-saturated formation; two water-swellable packers are placed in each production well in the reservoir, which divide the horizontal trunk into three equal parts, horizontal injection wells are placed in the center of the elements between two parallel adjacent production wells inami and carried out at the oil-water contact or the bottom of the oil-saturated formation, and the producing wells are made with a horizontal bore length “a”, and the injection wells are made with a horizontal bore length b = a / 2, with a = 1.41 · L, where L is the length of the side of the element square grid.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
На нефтеотдачу продуктивного пласта с естественной трещиноватостью существенное влияние оказывает охват залежи воздействием. Существующие технические решения не в полной мере позволяют отбирать нефть из залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента охвата и нефтеотдачи продуктивного пласта. Задача решается следующим образом.The oil recovery of a productive formation with natural fracturing is significantly affected by the coverage of the reservoir by impact. Existing technical solutions do not fully allow the selection of oil from the reservoir. The proposed invention solves the problem of increasing the coverage factor and oil recovery of the reservoir. The problem is solved as follows.
На фиг.1 представлено схематическое изображение участка залежи в плане с размещением скважин. Принятые обозначения: 1-5 - горизонтальные нагнетательные скважины, 6-10 - горизонтальные добывающие скважины, а - длина горизонтального ствола добывающей скважины, b - длина горизонтального ствола нагнетательной скважины, L - длина стороны элемента квадратной сетки.Figure 1 presents a schematic representation of a section of a deposit in plan with the placement of wells. Accepted designations: 1-5 are horizontal injection wells, 6-10 are horizontal production wells, and is the length of the horizontal well of the producing well, b is the length of the horizontal well of the injection well, L is the side length of the square mesh element.
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
На участке залежи, представленном порово-трещинным типом коллектора, проводят ЗД-сейсмические исследования, определяют преимущественное направление трещин. По результатам строят геолого-гидродинамическую модель с учетом трещин. На модели залежи формируют элементы квадратной сетки (фиг.1), причем одну из сторон L квадратной сетки располагают вдоль направления трещин, размещают горизонтальные нагнетательные 1-5 и добывающие 6-10 скважины. Горизонтальные стволы добывающих скважин 6-10 располагают параллельно друг другу в шахматном порядке от центра одного элемента квадратной сетки до центра соседнего элемента квадратной сетки, расположенного диагонально, и проводят у кровли нефтенасыщенного пласта. Горизонтальные стволы нагнетательных скважин 1-5 размещают в центре элементов между двумя параллельно расположенными соседними добывающими скважинами и проводят у водонефтяного контакта или подошвы нефтенасыщенного пласта. Причем добывающие скважины выполняют длиной горизонтального ствола «a», а нагнетательные длиной горизонтального ствола b=a/2, причем a=1,41·L. Расчеты показали, что при соотношении длины горизонтальных стволов добывающих скважин к нагнетательным как 2:1 обеспечивается оптимальный уровень поддержания пластового давления при меньших прорывах воды к добывающим скважинам и необходимый для трещинно-поровых коллекторов уровень компенсации отбора закачкой в 100-150%. Соотношение a=1,41·L получено исходя из теоремы Пифагора.On the reservoir site, represented by the pore-fracture type of the reservoir, conduct ZD-seismic studies, determine the predominant direction of the cracks. Based on the results, a geological and hydrodynamic model is constructed taking into account cracks. On the model of the reservoir, square grid elements are formed (Fig. 1), one of the sides L of the square grid being placed along the direction of the cracks, horizontal injection 1-5 and producing 6-10 wells are placed. The horizontal trunks of production wells 6-10 are arranged parallel to each other in a checkerboard pattern from the center of one square mesh element to the center of the adjacent square mesh element located diagonally and carried out at the top of the oil-saturated formation. Horizontal shafts of injection wells 1-5 are placed in the center of the elements between two parallel adjacent production wells and carried out at the oil-water contact or the bottom of the oil-saturated formation. Moreover, producing wells perform the horizontal wellbore length “a”, and the injection wells are horizontal bore length b = a / 2, with a = 1.41 · L. The calculations showed that when the ratio of the length of the horizontal shafts of the producing wells to the injection ones is 2: 1, the optimal level of reservoir pressure maintenance is ensured with smaller breakthroughs of water to the producing wells and the level of injection recovery compensation required for fracture-pore reservoirs is 100-150%. The relation a = 1.41 · L was obtained based on the Pythagorean theorem.
Проводят расчеты на гидродинамической модели при различных значениях L и определяют оптимальное его значение, чтобы достичь максимального охвата залежи, а также оптимальные параметры закачки и отбора горизонтальных скважин.Calculations are performed on the hydrodynamic model at various values of L and determine its optimal value in order to achieve maximum coverage of the reservoir, as well as the optimal parameters of injection and selection of horizontal wells.
Далее согласно моделированию осуществляют бурение скважин 1-10. При этом в каждой добывающей скважине в продуктивном пласте размещают два водонабухающих пакера, которые делят горизонтальный ствол на три равные части. Подобное разделение водонабухающими пакерами, согласно расчетам, позволяет оптимально отсекать обводнившиеся стволы при сохранении эффективности поддержания пластового давления со стороны нагнетательных скважин. Так, например, если обводнится центральная часть ствола длиной а=300 м, то останется в работе 2/3a=200 м, при этом ствол нагнетательной скважины длиной b=a/2=300/2=150 м будет эффективно поддерживать пластовое давление в горизонтальном стволе добывающей скважины на участке 2/3a-b=200-150=50 м или a/6.Further, according to the simulation, wells 1-10 are drilled. In this case, in each producing well in the reservoir there are two water-swellable packers that divide the horizontal wellbore into three equal parts. Such a separation by water swellable packers, according to calculations, allows optimally cutting off watered trunks while maintaining the efficiency of maintaining reservoir pressure from the injection wells. So, for example, if the central part of the well is watered with a length of a = 300 m, then 2 / 3a = 200 m will remain in operation, while the injection well bore with a length of b = a / 2 = 300/2 = 150 m will effectively maintain reservoir pressure in horizontal wellbore of the production well in the area 2 / 3a-b = 200-150 = 50 m or a / 6.
Осуществляют обустройство скважин. Ведут добычу нефти из горизонтальных добывающих скважин 6-10, а нагнетание пластовой воды осуществляют в горизонтальные нагнетательные скважины 1-5.Carry out the arrangement of wells. Oil is produced from horizontal production wells 6-10, and injection of produced water is carried out in horizontal injection wells 1-5.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.The development is carried out until the full economically viable development of the site.
Результатом внедрения данного способа является повышение коэффициента охвата и нефтеотдачи продуктивного пласта.The result of the implementation of this method is to increase the coefficient of coverage and oil recovery of the reservoir.
Пример конкретного выполнения способа.An example of a specific implementation of the method.
На массивной залежи размером 2000×2500 м с максимальной эффективной нефтенасыщенной толщиной в купольной части 20 м, представленного поровотрещинным типом карбонатного коллектора, проводят ЗД-сейсмические исследования, определяют преимущественное направление трещин. Начальное пластовое давление 11 МПа, давление насыщения нефти газом 2,5 МПа. По результатам строят геолого-гидродинамическую модель с учетом трещин. На модели залежи формируют элементы квадратной сетки (фиг.1), причем одну из сторон L квадратной сетки располагают вдоль направления трещин, размещают горизонтальные нагнетательные 1-5 и добывающие 6-10 скважины преимущественно в купольной части залежи. Горизонтальные стволы добывающих скважин 6-10 располагают параллельно друг другу в шахматном порядке от центра одного элемента квадратной сетки до центра соседнего элемента квадратной сетки, расположенного диагонально, и проводят у кровли нефтенасыщенного пласта. Горизонтальные стволы нагнетательных скважин 1-5 размещают в центре элементов между двумя параллельно расположенными соседними добывающими скважинами и проводят у водонефтяного контакта или подошвы нефтенасыщенного пласта. Причем добывающие скважины выполняют длиной горизонтального ствола a, а нагнетательные длиной горизонтального ствола b=a/2, причем а=1,41·L. Проводят расчеты на гидродинамической модели при различных значениях L. Оптимальное его значение было получено L=400 м. Оптимальные параметры закачки: максимальное давление нагнетания 16 МПа, отбора: забойное давление добывающих скважин 4 МПа.On a massive deposit 2000 × 2500 m in size with a maximum effective oil-saturated thickness in the dome part of 20 m, represented by a pore-crack type of carbonate reservoir, ZD-seismic studies are carried out, and the preferred direction of the cracks is determined. The initial reservoir pressure is 11 MPa, the pressure of oil saturation with gas is 2.5 MPa. Based on the results, a geological and hydrodynamic model is constructed taking into account cracks. Elements of a square grid are formed on the reservoir model (Fig. 1), one of the sides L of the square grid being placed along the direction of the cracks, horizontal injection 1-5 and producing 6-10 wells are located mainly in the domed part of the reservoir. The horizontal trunks of production wells 6-10 are arranged parallel to each other in a checkerboard pattern from the center of one square mesh element to the center of the adjacent square mesh element located diagonally and carried out at the top of the oil-saturated formation. Horizontal shafts of injection wells 1-5 are placed in the center of the elements between two parallel adjacent production wells and carried out at the oil-water contact or the bottom of the oil-saturated formation. Moreover, producing wells perform a horizontal wellbore length a, and injection wells with a horizontal wellbore length b = a / 2, with a = 1.41 · L. Calculations are carried out on the hydrodynamic model at various values of L. Its optimal value was obtained L = 400 m. Optimum injection parameters: maximum injection pressure 16 MPa, selection: bottomhole pressure of producing
Далее согласно моделированию осуществляют бурение добывающих скважин 6-10 с длиной горизонтальных стволов a=1,41·L=564 м и нагнетательных 1-5 с длиной горизонтальных стволов b=а/2=564/2=282 м. При этом в каждой добывающей скважине в продуктивном пласте размещают два водонабухающих пакера, которые делят горизонтальный ствол на три равные части по 188 м. Осуществляют обустройство скважин. Ведут добычу нефти из горизонтальных добывающих скважин 6-10, а нагнетание пластовой воды осуществляют в горизонтальные нагнетательные скважины 1-5.Then, according to the simulation, drilling of producing wells 6–10 with horizontal bore lengths a = 1.41 · L = 564 m and
В процессе выработки запасов нефти происходит прорыв воды к горизонтальным добывающим скважинам 6-10 по наиболее проницаемым пропласткам пласта. При обводненности боле 98% добывающей скважины ее останавливают, проводят геофизические исследования, определяют интервалы обводнения по горизонтальному стволу. Далее отсекают обводнившиеся интервалы установленными водонабухающими пакерами и вновь пускают скважину в работу.In the process of developing oil reserves, a breakthrough of water to horizontal producing wells 6–10 occurs along the most permeable layers of the formation. When the water content is greater than 98% of the production well, it is stopped, geophysical surveys are carried out, and the intervals of watering on the horizontal well are determined. Then, the waterlogged intervals are cut off with the installed water swellable packers and the well is put back into operation.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.The development is carried out until the full economically viable development of the site.
В результате за время разработки, которое ограничили обводнением всех добывающих скважин участка до 98%, либо достижением минимально рентабельного дебита нефти по 1 скважине 0,5 т/сут, было добыто с залежи 824 тыс.т нефти, коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,331. По прототипу было добыто 638 тыс.т нефти, КИН - 0,256. Прирост КИН составил 0,075.As a result, during the development period, which was limited by the flooding of all producing wells of the site to 98%, or by achieving a minimum profitable oil production rate per well of 0.5 tons per day, 824 thousand tons of oil was produced from the reservoir, the oil recovery ratio (CIN) was 0.331. According to the prototype, 638 thousand tons of oil was extracted, oil recovery factor - 0.256. The increase in CIN amounted to 0.075.
Таким образом, применение предложенного способа позволит повысить коэффициент охвата и нефтеотдачу продуктивного пласта.Thus, the application of the proposed method will increase the coverage factor and oil recovery of the reservoir.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013128442/03A RU2513390C1 (en) | 2013-06-24 | 2013-06-24 | Oil deposit development method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013128442/03A RU2513390C1 (en) | 2013-06-24 | 2013-06-24 | Oil deposit development method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2513390C1 true RU2513390C1 (en) | 2014-04-20 |
Family
ID=50480839
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013128442/03A RU2513390C1 (en) | 2013-06-24 | 2013-06-24 | Oil deposit development method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2513390C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2569514C1 (en) * | 2014-08-25 | 2015-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of oil reservoir development by wells with horizontal end |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5988278A (en) * | 1997-12-02 | 1999-11-23 | Atlantic Richfield Company | Using a horizontal circular wellbore to improve oil recovery |
| RU2206725C1 (en) * | 2002-10-03 | 2003-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil pool development |
| RU2213857C2 (en) * | 2001-09-24 | 2003-10-10 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Method of oil deposit development |
| RU2297524C2 (en) * | 2005-06-03 | 2007-04-20 | Сумбат Набиевич Закиров | Method for treatment of a deposit of highly viscous oil |
| RU2342523C2 (en) * | 2007-02-09 | 2008-12-27 | Эрнест Сумбатович Закиров | Method of implementation of vertical water flooding of oil deposit |
| RU2387812C1 (en) * | 2009-02-04 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop oil poll with oil-in-water systems |
| RU2464414C1 (en) * | 2011-02-18 | 2012-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of developing multi-bed massive oil deposit |
-
2013
- 2013-06-24 RU RU2013128442/03A patent/RU2513390C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5988278A (en) * | 1997-12-02 | 1999-11-23 | Atlantic Richfield Company | Using a horizontal circular wellbore to improve oil recovery |
| RU2213857C2 (en) * | 2001-09-24 | 2003-10-10 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Method of oil deposit development |
| RU2206725C1 (en) * | 2002-10-03 | 2003-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil pool development |
| RU2297524C2 (en) * | 2005-06-03 | 2007-04-20 | Сумбат Набиевич Закиров | Method for treatment of a deposit of highly viscous oil |
| RU2342523C2 (en) * | 2007-02-09 | 2008-12-27 | Эрнест Сумбатович Закиров | Method of implementation of vertical water flooding of oil deposit |
| RU2387812C1 (en) * | 2009-02-04 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop oil poll with oil-in-water systems |
| RU2464414C1 (en) * | 2011-02-18 | 2012-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of developing multi-bed massive oil deposit |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2569514C1 (en) * | 2014-08-25 | 2015-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of oil reservoir development by wells with horizontal end |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN102606129B (en) | Method and system for thin interbed oilfield development | |
| RU2526430C1 (en) | Development of low-permeability oil pools by horizontal wells with maintenance of seam pressure | |
| CN111305891B (en) | Three-dimensional comprehensive efficient and accurate treatment technical method for coal-oil-gas coexisting mine | |
| US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
| RU2528757C1 (en) | Development of low-permeability oil deposits by horizontal wells under natural conditions | |
| RU2424425C1 (en) | Procedure for development of deposit of oil in carbonate collectors | |
| RU2513216C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
| CN103628914A (en) | Low-permeability thick-layer bedrock aquifer exploring and draining method for low-angle coal seam slicing mining | |
| Xu et al. | The pressure relief and permeability increase mechanism of crossing-layers directional hydraulic fracturing and its application | |
| RU2513962C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2526037C1 (en) | Development of fractured reservoirs | |
| RU2513390C1 (en) | Oil deposit development method | |
| CN106968647A (en) | A kind of preparation method of slit formation Carbonate Reservoir perforation | |
| RU2578090C1 (en) | Method of developing oil deposits | |
| RU2379492C2 (en) | Development method at wells re-entry and oil field in general | |
| RU2517674C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil deposit | |
| RU2519949C1 (en) | Method for development of oil pool section | |
| RU2526082C1 (en) | Processing of fractured reservoir | |
| RU2569514C1 (en) | Method of oil reservoir development by wells with horizontal end | |
| RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
| RU2499885C2 (en) | Water flooding method of oil deposits | |
| RU2544938C1 (en) | Horizontal well making in formation with low thickness | |
| Muslimov | Ways to improve the efficiency of horizontal wells for the development of oil and gas field | |
| RU2474677C1 (en) | Development method of oil deposit with horizontal wells |