RU2513469C1 - Oil deposit development method - Google Patents
Oil deposit development method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2513469C1 RU2513469C1 RU2013116429/03A RU2013116429A RU2513469C1 RU 2513469 C1 RU2513469 C1 RU 2513469C1 RU 2013116429/03 A RU2013116429/03 A RU 2013116429/03A RU 2013116429 A RU2013116429 A RU 2013116429A RU 2513469 C1 RU2513469 C1 RU 2513469C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- horizontal
- vertical
- oil
- interlayers
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти в карбонатных и терригенных коллекторах.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of oil deposits in carbonate and terrigenous reservoirs.
Известен способ разработки нефтяной залежи с использованием горизонтальных нагнетательных скважин, включающий отбор нефти, закачку рабочего агента через горизонтальные скважины в циклическом режиме и отбор нефти через добывающие скважины. В известном способе горизонтальные скважины располагают на участке разработки крестообразно со взаимно перпендикулярным расположением горизонтальных скважин, отбор нефти через горизонтальные скважины ведут до снижения пластового давления на 10-25%, одну из горизонтальных скважин переводят под нагнетание рабочего агента, которое ведут до достижения рабочим агентом других горизонтальных нагнетательных скважин, расположенных перпендикулярно, горизонтальные скважины, до которых дошел рабочий агент, переводят под нагнетание рабочего агента в циклическом режиме с попеременной закачкой рабочего агента во взаимно перпендикулярные горизонтальные скважины (патент РФ №2166070, кл. E21B 43/20, опубл. 27.04.2001).A known method of developing an oil reservoir using horizontal injection wells, including the selection of oil, pumping a working agent through horizontal wells in a cyclic mode, and the selection of oil through production wells. In the known method, horizontal wells are located on the development site crosswise with a mutually perpendicular arrangement of horizontal wells, oil is taken through horizontal wells to reduce reservoir pressure by 10-25%, one of the horizontal wells is transferred under injection of the working agent, which is conducted until the working agent reaches the other horizontal injection wells located perpendicularly, horizontal wells, to which the working agent reached, are transferred under injection of the working agent coagulant in a cyclic mode with the alternate injection of working fluid in mutually perpendicular horizontal wells (RF patent №2166070, cl. E21B 43/20, publ. 27.04.2001).
Недостатком данного способа является невысокая нефтеотдача в связи с недостаточным охватом пласта по толщине, особенно при наличии слоистого коллектора, и большие капитальные затраты на строительство множества горизонтальных скважин.The disadvantage of this method is the low oil recovery due to insufficient coverage of the formation in thickness, especially in the presence of a layered reservoir, and high capital costs for the construction of many horizontal wells.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки нефтяной залежи с использованием горизонтальных нагнетательных скважин, включающий закачку рабочего агента через горизонтальные скважины, размещенные на участке разработки крестообразно со взаимно перпендикулярным расположением горизонтальных скважин, в циклическом режиме с попеременной закачкой рабочего агента во взаимно перпендикулярные горизонтальные скважины и отбор нефти через вертикальные добывающие скважины. В известном способе закачку рабочего агента в горизонтальные нагнетательные скважины ведут с падающим объемом закачки, при этом периодически резко увеличивают объем закачки перед каждым периодом закачки, периодичность резкого увеличения объема и продолжительности периода падающей закачки определяют опытным путем для различных коллекторов по характеру роста обводненности добываемой продукции, причем по мере обводненности вертикальных добывающих скважин выше экономически рентабельной величины разработки нефтяной залежи из них пробуривают дополнительно наклонные стволы перпендикулярно ближайшей нагнетательной горизонтальной скважине и пускают их под нагнетание рабочего агента с сохранением цикличности режима нагнетания (патент РФ №2465445, кл. E21B 43/20, опубл. 27.10.2012, - прототип).Closest to the technical nature of the proposed method is a method of developing an oil reservoir using horizontal injection wells, including pumping a working agent through horizontal wells located on the development site crosswise with mutually perpendicular arrangement of horizontal wells, in a cyclic mode with alternating pumping of the working agent into mutually perpendicular horizontal wells and oil extraction through vertical production wells. In the known method, the injection of the working agent into horizontal injection wells is carried out with a falling injection volume, while the injection volume is periodically sharply increased before each injection period, the frequency of a sharp increase in the volume and duration of the falling injection period is determined empirically for various reservoirs by the nature of the increase in water cut of the produced products, moreover, as the water cut of vertical producing wells is higher than the economically viable amount of oil field development, additionally inclined shafts are drilled perpendicular to the nearest horizontal injection well and put under the injection of the working agent while maintaining the cycling of the injection mode (RF patent No. 2465445, class E21B 43/20, publ. 10.27.2012, prototype).
В известном способе также недостаточный охват пласта по толщине, особенно при наличии слоистого коллектора, что приводит к невысокой нефтеотдаче и большим капитальным затратам на строительство множества горизонтальных скважин. Использование в качестве нагнетательных скважин горизонтальных, а в качестве добывающих - вертикальных, позволяет увеличить охват пласта вытеснением по площади, но снижает темпы отбора нефти и увеличивает скорость обводнения продукции скважин.In the known method also insufficient coverage of the reservoir in thickness, especially in the presence of a layered reservoir, which leads to low oil recovery and high capital costs for the construction of many horizontal wells. The use of horizontal wells as injection wells, and vertical ones as production wells, allows increasing the coverage of the formation by displacement over the area, but reduces the rate of oil extraction and increases the rate of watering of well production.
В предложенном изобретении решается задача повышения охвата пласта вытеснением как по толщине, так и по площади, увеличения нефтеотдачи продуктивного пласта и повышения темпов отбора нефти.The proposed invention solves the problem of increasing the coverage of the formation by displacement both in thickness and in area, increasing oil recovery of the productive formation and increasing the rate of oil recovery.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем разбуривание залежи вертикальными и/или наклонно направленными нагнетательными скважинами и горизонтальными добывающими скважинами, размещенными крестообразно со взаимно перпендикулярным расположением стволов, закачку рабочего агента через вертикальные и/или наклонно направленные нагнетательные скважины и отбор нефти через горизонтальные добывающие скважины, согласно изобретению горизонтальные добывающие скважины выполняют длиной, более чем в 4 раза превышающей расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами, так что горизонтальные добывающие скважины вскрывают в начале и в конце ствола нижние пропластки, а в середине ствола - верхние пропластки, в перпендикулярном направлении в начале и в конце ствола горизонтальные добывающие скважины вскрывают верхние пропластки, а в середине ствола - нижние пропластки, при этом горизонтальные добывающие скважины образуют сетку, в центре каждой ячейки которой размещают от 1 до 3 вертикальных и/или наклонно направленных нагнетательных скважин, при этом минимальное расстояние между горизонтальной добывающей скважиной в вертикальной плоскости - 1 м, для отсечения мест прорыва рабочего агента в горизонтальные добывающие скважины предусматривают водонабухающие пакеры.The problem is solved in that in a method for developing an oil reservoir, including drilling a reservoir with vertical and / or directionally directed injection wells and horizontal production wells arranged crosswise with mutually perpendicular arrangement of the shafts, pumping a working agent through vertical and / or directionally directed injection wells and oil selection through horizontal production wells, according to the invention, horizontal production wells are more than 4 times longer than distance between the production and injection wells, so that the horizontal production wells open the lower interlayers at the beginning and at the end of the wellbore, and the upper interlayers in the middle of the well, in the perpendicular direction at the beginning and at the end of the well, the horizontal production openings open the upper interlayers, and in the middle wellbore - lower layers, while horizontal production wells form a grid, in the center of each cell of which are placed from 1 to 3 vertical and / or directionally directed injection wells n, while the minimum distance between the horizontal production well in the vertical plane is 1 m, water-swellable packers are provided to cut off the breakthrough places of the working agent in horizontal production wells.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
На нефтеотдачу нефтяной залежи существенное влияние оказывает охват залежи воздействием. Существующие технические решения не в полной мере позволяют отбирать нефть из залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.The oil recovery of an oil reservoir 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 oil recovery deposits. The problem is solved as follows.
На фиг.1 представлено схематическое изображение участка залежи в плане с размещением скважин. На фиг.2 и 3 представлены схемы участка залежи соответственно в профиль и в фас вдоль центральных горизонтальных скважин во взаимно перпендикулярных направлениях с выделением в пласте пропластков коллектора и не коллектора и уровнем водонефтяного контакта (ВНК). Обозначения: 1-4 - вертикальные нагнетательные скважины, 5-10 - горизонтальные добывающие скважины со взаимно перпендикулярным расположением горизонтальных стволов, h -минимальное расстояние между горизонтальными стволами в вертикальной плоскости, 11 - коллектор, 12 - не коллектор, 13 - водонабухающие пакеры, I - верхние нефтенасыщенные пропластки, II - нижние нефтенасыщенные пропластки, z-минимальное расстояние от горизонтального ствола до ВНК.Figure 1 presents a schematic representation of a section of a deposit in plan with the placement of wells. Figures 2 and 3 show diagrams of a reservoir site respectively in profile and in face along central horizontal wells in mutually perpendicular directions with the formation of reservoir and non-reservoir interlayers in the formation and the level of water-oil contact (WOC). Designations: 1-4 - vertical injection wells, 5-10 - horizontal production wells with a mutually perpendicular arrangement of horizontal shafts, h - minimum distance between horizontal shafts in a vertical plane, 11 - collector, 12 - not a collector, 13 - water swellable packers, I - upper oil-saturated interlayers, II - lower oil-saturated interlayers, z-minimum distance from the horizontal trunk to the OWC.
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
Участок массивной залежи, выделенный по сейсморазведке 2Д и/или 3Д в карбонатных коллекторах (фиг.1) или участок пластово-сводовой залежи в терригенных коллекторах разбуривают вертикальными нагнетательными скважинами 1-4 по редкой квадратной сетке. Уточняют геологическое строение залежи. Строят структурные карты по кровле пластов-коллекторов рассматриваемой залежи и карты общих нефтенасыщенных толщин массивной залежи для карбонатных коллекторов или эффективных нефтенасыщенных толщин в залежах пластово-сводового типа в терригенных отложениях. Строят геологическую и гидродинамическую модели залежи. Далее на основе наиболее оптимальных расчетных на модели данных траекторий скважин между вертикальными нагнетательными скважинами 1-4 бурят горизонтальные добывающие скважины 5-10 со взаимно перпендикулярным расположением горизонтальных стволов. Минимальное расстояние между горизонтальными стволами в местах их пересечения принимают h=1 м. При наличии слоистого коллектора или многопластовой системы дополнительно горизонтальные стволы выполняют по следующей траектории:A section of a massive reservoir identified by 2D and / or 3D seismic in carbonate reservoirs (Fig. 1) or a section of a reservoir-reservoir deposit in terrigenous reservoirs is drilled with vertical injection wells 1-4 along a rare square grid. Clarify the geological structure of the reservoir. Structural maps are constructed over the roof of reservoirs of the reservoir in question and maps of the total oil-saturated thicknesses of the massive deposits for carbonate reservoirs or effective oil-saturated thicknesses in reservoir-type deposits in terrigenous deposits. A geological and hydrodynamic reservoir model is built. Further, on the basis of the most optimal calculated on the model of these trajectories of wells between vertical injection wells 1-4, horizontal production wells 5-10 are drilled with a mutually perpendicular arrangement of horizontal shafts. The minimum distance between horizontal trunks at the points of their intersection is h = 1 m. In the presence of a layered collector or multi-layer system, additionally horizontal trunks are performed along the following path:
- в одном направлении (скважины 5, 6, 7) выполняют со вскрытием в середине ствола верхних пропластков I, а в начале и в конце ствола нижних пропластков II;- in one direction (
- в перпендикулярном направлении (скважины 8, 9, 10) в начале и в конце ствола выполняют со вскрытием верхних пропластков I, в середине ствола - нижних пропластков II;- in the perpendicular direction (
Минимальное расстояние z от горизонтального ствола до водонефтяного контакта (ВНК) принимают более 3 м для карбонатных пород и более 1,5 м для терригенных (с учетом наличия глинистых перемычек между нефтеносными и водоносными пропластками).The minimum distance z from the horizontal trunk to the oil-water contact (WOC) is more than 3 m for carbonate rocks and more than 1.5 m for terrigenous rocks (taking into account the presence of clay bridges between oil and aquiferous interlayers).
В местах пересечения горизонтальных стволов (узлах) предусматривают водонабухающие пакеры для отсечения мест прорыва воды.At the intersection of horizontal trunks (nodes) provide water swellable packers to cut off the places of water breakthrough.
Осуществляют обустройство скважин. Ведут добычу нефти из горизонтальных добывающих скважин 5-10, а нагнетание пластовой воды осуществляют в вертикальные нагнетательные скважины 1-4.Carry out the arrangement of wells. Oil is produced from horizontal production wells 5-10, and injection of produced water is carried out in vertical injection wells 1-4.
В процессе выработки запасов нефти происходит прорыв воды к горизонтальным добывающим скважинам 5-10 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 водонабухающими пакерами и вновь пускают скважину в работу.In the process of developing oil reserves, a breakthrough of water to horizontal producing
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 степени нефтеизвлечения и темпов отбора нефти.The result of the implementation of this method is to increase the degree of oil recovery and the rate of oil recovery.
Пример конкретного выполнения способаAn example of a specific implementation of the method
По сейсморазведке 3Д выделяют участок массивной залежи размером 1500×1500 м (фиг.1), продуктивные пласты которого представлены порово-трещинными карбонатными отложениями башкирского яруса. Пласт слоистый, состоит из 2 нефтенасыщенных пропластков по 4 м каждый, с начальной нефтенасыщенностью 0,554. Вязкость нефти в пластовых условиях 64 мПа·с. Общая толщина пласта 29-32 м. ВНК на глубине 910 м. Начальное пластовое давление 8 МПа. Проницаемость матрицы 30,2 мД, трещин - 500 мД. Пористость матрицы 0,143.According to 3D seismic exploration, a section of a massive deposit 1500 × 1500 m in size is identified (Fig. 1), the productive strata of which are represented by pore-fractured carbonate deposits of the Bashkirian stage. The stratum is layered, consists of 2 oil-saturated layers of 4 m each, with an initial oil saturation of 0.554. The viscosity of the oil in reservoir conditions 64 MPa · s. The total thickness of the reservoir is 29-32 m. VNK at a depth of 910 m. The initial reservoir pressure is 8 MPa. The permeability of the matrix is 30.2 mD, cracks - 500 mD. The porosity of the matrix is 0.143.
Участок разбуривают вертикальными нагнетательными скважинами 1-4 по редкой квадратной сетке 600×600 м. Уточняют геологическое строение залежи. Строят структурные карты по кровле пластов-коллекторов рассматриваемой залежи и карты общих нефтенасыщенных толщин массивной залежи, геологическую и гидродинамическую модели залежи. Проводят гидродинамические расчеты на модели проектируемых горизонтальных скважин, определяют наиболее оптимальные их траектории. Далее на основе полученных данных между вертикальными нагнетательными скважинами бурят горизонтальные добывающие скважины 5-10 со взаимно перпендикулярным расположением стволов. По вертикали горизонтальные стволы выполняют по следующей траектории:The site is drilled with vertical injection wells 1-4 along a rare square grid of 600 × 600 m. The geological structure of the deposit is specified. Structural maps are constructed on the roof of reservoirs of the reservoir under consideration and maps of the total oil-saturated thicknesses of the massive reservoir, geological and hydrodynamic reservoir models. Hydrodynamic calculations are carried out on the model of planned horizontal wells, their most optimal trajectories are determined. Then, on the basis of the data obtained, horizontal production wells 5-10 with mutually perpendicular shafts are drilled between vertical injection wells. Vertical horizontal trunks perform the following trajectory:
- в одном направлении (скважины 5, 6, 7) выполняют со вскрытием в середине ствола верхнего пропластка I, а в начале и в конце ствола нижнего II (фиг.2);- in one direction (
- в перпендикулярном направлении (скважины 8, 9, 10) в начале и в конце ствола выполняют со вскрытием верхнего пропластка I, в середине ствола - нижнего пропластка II (фиг.3);- in the perpendicular direction (
- минимальное расстояние между горизонтальными стволами в местах их пересечения принимают h=1 м;- the minimum distance between horizontal trunks at the points of their intersection is h = 1 m;
- расстояние z горизонтального ствола до ВНК принимают более 3 м (с учетом наличия глинистых перемычек между нефтеносными и водоносными пропластками) (фиг.2, 3).- the distance z of the horizontal trunk to the OWC take more than 3 m (taking into account the presence of clay bridges between the oil and aquiferous layers) (Fig.2, 3).
В местах пересечения горизонтальных стволов (узлах) предусматривают водонабухающие пакеры 13 (фиг.1, 2, 3) для отсечения мест прорыва воды.At the intersection of horizontal trunks (nodes) provide water-swellable packers 13 (1, 2, 3) to cut off the places of water breakthrough.
Осуществляют обустройство скважин. Ведут добычу нефти из горизонтальных добывающих скважин 5-10, а нагнетание пластовой воды осуществляют в вертикальные нагнетательные скважины 1-4.Carry out the arrangement of wells. Oil is produced from horizontal production wells 5-10, and injection of produced water is carried out in vertical injection wells 1-4.
В процессе выработки запасов нефти происходит прорыв воды к горизонтальным добывающим скважинам 5-10 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 водонабухающими пакерами и вновь пускают скважину в работу.In the process of developing oil reserves, a breakthrough of water to horizontal producing
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 участка 645,4 тыс. м3 нефти, коэффициент извлечения нефти составил 0,226. По прототипу при прочих равных условиях и с расстоянием между скважинами 300 м было добыто 192,7 тыс. м3 нефти, коэффициент извлечения нефти 0,068. При разработке только вертикальными скважинами с сеткой 300×300 м было добыто 174,4 тыс. м3 нефти, коэффициент извлечения нефти 0,061. Прирост коэффициента извлечения нефти по предлагаемому способу составил 0,158 по сравнению с прототипом и 0,165 по сравнению с разработкой участка только вертикальными скважинами.As a result, during the development period, which was limited by the flooding of all production wells of the site to 98% or the achievement of a minimum profitable oil production rate per well of 0.5 t / day, 645.4 thousand m 3 of oil was produced from the site, the oil recovery coefficient was 0.226 . According to the prototype, ceteris paribus and with a distance between wells of 300 m, 192.7 thousand m 3 of oil was produced, oil recovery coefficient of 0.068. When developing only vertical wells with a grid of 300 × 300 m, 174.4 thousand m 3 of oil was produced, oil recovery coefficient 0.061. The increase in the oil recovery coefficient by the proposed method was 0.158 compared to the prototype and 0.165 compared to the development of the site only vertical wells.
Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает увеличение коэффициента нефтеизвлечения и повышение темпов отбора нефти.Thus, the proposed method provides an increase in the oil recovery coefficient and an increase in the rate of oil recovery.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи нефти.The application of the proposed method will improve the recovery of oil deposits.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013116429/03A RU2513469C1 (en) | 2013-04-11 | 2013-04-11 | Oil deposit development method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013116429/03A RU2513469C1 (en) | 2013-04-11 | 2013-04-11 | Oil deposit development method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2513469C1 true RU2513469C1 (en) | 2014-04-20 |
Family
ID=50480894
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013116429/03A RU2513469C1 (en) | 2013-04-11 | 2013-04-11 | Oil deposit development method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2513469C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2755114C1 (en) * | 2021-04-12 | 2021-09-13 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Layered oil reservoir development method |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2039222C1 (en) * | 1993-09-30 | 1995-07-09 | Фонд изобретательской и рационализаторской деятельности Стрежевского нефтегазодобывающего управления | Oil field exploitation method |
| US6095244A (en) * | 1998-02-12 | 2000-08-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of stimulating and producing multiple stratified reservoirs |
| RU2288356C1 (en) * | 2005-11-22 | 2006-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for processing bottomhole zone of horizontal well |
| CA2647088A1 (en) * | 2008-12-18 | 2010-06-18 | Zhong Chen | Horizontal to horizontal thermal exploitation design |
| RU2435947C1 (en) * | 2010-05-21 | 2011-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of heavy oil and bitumen deposits |
| RU2438010C1 (en) * | 2010-07-02 | 2011-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of oil deposit with low thickness |
| CN102392625A (en) * | 2011-11-29 | 2012-03-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | Gravity drainage assisted oil extraction method and oil extraction system |
| RU2465445C2 (en) * | 2010-12-14 | 2012-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of developing oil pool sung horizontal injection wells |
-
2013
- 2013-04-11 RU RU2013116429/03A patent/RU2513469C1/en active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2039222C1 (en) * | 1993-09-30 | 1995-07-09 | Фонд изобретательской и рационализаторской деятельности Стрежевского нефтегазодобывающего управления | Oil field exploitation method |
| US6095244A (en) * | 1998-02-12 | 2000-08-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of stimulating and producing multiple stratified reservoirs |
| RU2288356C1 (en) * | 2005-11-22 | 2006-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for processing bottomhole zone of horizontal well |
| CA2647088A1 (en) * | 2008-12-18 | 2010-06-18 | Zhong Chen | Horizontal to horizontal thermal exploitation design |
| RU2435947C1 (en) * | 2010-05-21 | 2011-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of heavy oil and bitumen deposits |
| RU2438010C1 (en) * | 2010-07-02 | 2011-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of oil deposit with low thickness |
| RU2465445C2 (en) * | 2010-12-14 | 2012-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of developing oil pool sung horizontal injection wells |
| CN102392625A (en) * | 2011-11-29 | 2012-03-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | Gravity drainage assisted oil extraction method and oil extraction system |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2755114C1 (en) * | 2021-04-12 | 2021-09-13 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Layered oil reservoir development method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN105952427B (en) | A kind of prediction of low-permeability oil deposit water filling induced fractures and evaluation method | |
| CN101818620B (en) | Mining method for maximum reservoir contact well | |
| CN102392677A (en) | Permeability improvement technology for coal bed gas reservoir cap by using three-dimensional fracture network modification | |
| CN105672978A (en) | Horizontal moving type five-point horizontal well three-dimensional well pattern well spacing method | |
| CN104633996B (en) | Water source heat pump recharging technical method | |
| RU2526430C1 (en) | Development of low-permeability oil pools by horizontal wells with maintenance of seam pressure | |
| CN101876241A (en) | Method for improving water drive recovery ratio of positive rhythm thick oil layer | |
| CN105822269B (en) | Remaining oil distribution pattern and modification scenario method after stratified reservoir binary is driven | |
| RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
| RU2474678C1 (en) | Development method of oil deposit with horizontal wells | |
| RU2513216C1 (en) | Oil deposit development method | |
| Kim et al. | A study of CO 2 storage integrity with rate allocation in multi-layered aquifer | |
| CN103628848B (en) | Multidirectional interlayer displacement in flooding oil production method and system | |
| RU2513955C1 (en) | Method for development of stratified oil deposits | |
| RU2513962C1 (en) | Oil deposit development method | |
| Dang et al. | Lessons learned and experiences gained in developing the waterflooding concept of a fractured basement-granite reservoir: A 20-year case study | |
| RU2513469C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2519949C1 (en) | Method for development of oil pool section | |
| RU2526037C1 (en) | Development of fractured reservoirs | |
| RU2578090C1 (en) | Method of developing oil deposits | |
| RU2290493C1 (en) | Method for extracting multi-bed oil deposit | |
| CN205532554U (en) | Anti-seven and anti-four point combined encrypted well pattern structure of high water-cut oil reservoir | |
| CN205078258U (en) | Low-permeability oil reservoir phase control combination linear well network structure | |
| CN114109492A (en) | Construction method of coal mine double-layer underground reservoir | |
| RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas |