RU2526082C1 - Processing of fractured reservoir - Google Patents

Processing of fractured reservoir Download PDF

Info

Publication number
RU2526082C1
RU2526082C1 RU2013121511/03A RU2013121511A RU2526082C1 RU 2526082 C1 RU2526082 C1 RU 2526082C1 RU 2013121511/03 A RU2013121511/03 A RU 2013121511/03A RU 2013121511 A RU2013121511 A RU 2013121511A RU 2526082 C1 RU2526082 C1 RU 2526082C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
wells
oil
reservoir
decompression
nodes
Prior art date
Application number
RU2013121511/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Раис Салихович Хисамов
Ильшат Мухаметович Бакиров
Зоя Андреевна Лощева
Ильдар Ильшатович Бакиров
Надежда Васильевна Музалевская
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Татнефть" имени 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" имени В.Д. Шашина filed Critical Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority to RU2013121511/03A priority Critical patent/RU2526082C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2526082C1 publication Critical patent/RU2526082C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Earth Drilling (AREA)

Abstract

FIELD: oil-and-gas industry.
SUBSTANCE: proposed method comprises determination of pool fracturing or softening lines, construction of production and injection well with allowance of the pool fracturing, injection of displacing agent into injection wells and withdrawal of oil via production wells. In compliance with this invention, pool section is selected for development with oil-saturated depth of over 10 m preventing the quick watering of extracted oil. Location of softening nodes, intersection of softening lines, is defined. Vertical production wells are drilled in irregular spacing to get to softening nodes. Injection wells are located in compacted carbonate reservoirs with minimum and mean fracturing between several softening nodes at equal distance therefrom.
EFFECT: higher oil yield and efficiency of development of oil reservoirs.
2 cl, 1 ex, 1 dwg

Description

Предлагаемый способ относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки трещиноватых коллекторов.The proposed method relates to the oil industry, in particular to the field of development of fractured reservoirs.

Известен способ разработки неоднородной нефтяной залежи (патент RU №2206725, МПК E21B 43/20, опубл. 20.06.2003, бюл. №17), включающий 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 - Р-волну и обменную отраженную или проходящую сейсмическую волну - PS-волну. В интервале 300-500 м над продуктивным пластом определяют интенсивность PS-волны. Находят отношение амплитуд - PS/Р-волн. Строят эллипс по векторам отношений амплитуд PS/Р-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.A known method of developing a heterogeneous oil reservoir (patent RU No. 2206725, IPC E21B 43/20, publ. 06/20/2003, bull. No. 17), including determining the direction of fracture of the reservoir by excitation of a seismic wave from excitation sources located at a distance from the well under various 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. In the range of 300-500 m above the reservoir, the intensity of the PS-wave is determined. Find the amplitude ratio - PS / P-waves. An ellipse is constructed from the vectors of amplitude ratios of 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.

Недостатком известного способа является то, что при выделении участка залежи с высокой проницаемостью вероятность обводнения продукции добывающих скважин значительно увеличивается, что ведет к снижению дебитов нефти и конечной нефтеотдачи пласта.The disadvantage of this method is that when you select a site of deposits with high permeability, the likelihood of watering production of producing wells increases significantly, which leads to a decrease in oil production and final oil recovery.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2459939, МПК E21B 43/20, E21B 43/30, опубл. 27.08.2012, бюл. №24), включающий отбор нефти через добывающие скважины, перевод части добывающих скважин в нагнетательные, формирование рядов нагнетательных скважин перпендикулярно направлению естественной трещиноватости и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Ряды нагнетательных скважин, расположенных перпендикулярно направлению естественной трещиноватости, формируют из добывающих скважин, переводимых в нагнетательные. Между рядами нагнетательных скважин, расположенных перпендикулярно направлению естественной трещиноватости, размещают от 2 до 5 рядов добывающих скважин, также расположенных перпендикулярно направлению естественной трещиноватости. В рядах нагнетательных скважин между существующими скважинами размещают дополнительные добывающие скважины, перед переводом в нагнетательные добывающие скважины эксплуатируют на форсированном режиме до достижения в каждой скважине давления насыщения.The closest in technical essence to the proposed one is a method of developing an oil deposit (patent RU No. 2459939, IPC E21B 43/20, E21B 43/30, published on 08.27.2012, Bulletin No. 24), including the selection of oil through production wells, part transfer production wells into injection wells, formation of rows of injection wells perpendicular to the direction of natural fracturing and injection of a working agent through injection wells. Rows of injection wells located perpendicular to the direction of natural fracturing are formed from production wells being converted to injection wells. Between the rows of injection wells located perpendicular to the direction of natural fracturing, 2 to 5 rows of production wells are also located perpendicular to the direction of natural fracturing. In the rows of injection wells between existing wells, additional production wells are placed, before being transferred to injection production wells, they are operated in forced mode until saturation pressure is reached in each well.

Недостатком известного способа является то, что для эффективной разработки по предложенному способу необходимо знать направление преобладающей трещиноватости пород и зоны с высокой проницаемостью. При попадании нагнетательной скважины в зону с высокой проницаемостью возрастает риск быстрого обводнения добывающих скважин.The disadvantage of this method is that for the effective development of the proposed method, it is necessary to know the direction of the prevailing fracturing of rocks and zones with high permeability. When an injection well enters a zone with high permeability, the risk of rapid flooding of production wells increases.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение нефтеотдачи и эффективности разработки залежей нефти в карбонатных трещиноватых коллекторах за счет более рационального размещения добывающих скважин.The technical task of the proposed method is to increase oil recovery and development efficiency of oil deposits in carbonate fractured reservoirs due to more rational placement of production wells.

Указанная задача решается способом разработки, включающим определение трещиноватости или линий разуплотнения залежи, строительство добывающих и нагнетательных скважин с учетом трещиноватости залежи, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины.This problem is solved by a development method, including the determination of fracturing or decompression lines of a reservoir, the construction of production and injection wells taking into account the fracturing of the reservoir, injection of a displacing agent into injection wells, and oil extraction through production wells.

Новым является то, что выбирают участок залежи для разработки с нефтенасыщенными толщинами более 10 м, предотвращающими быстрое обводнение добываемой нефти, определяют расположение узлов разуплотнений - пересечений линий разуплотнений, добывающие вертикальные скважины бурят по неравномерной сетке с попаданием в узлы разуплотнений, а нагнетательные скважины располагают в уплотненных карбонатных коллекторах с минимальной и средней трещиноватостью, между несколькими узлами разуплотнений примерно на равном расстоянии от них. Также новым является то, что добывающие скважины бурят по неравномерной сетке в виде вертикальных или боковых, боковых горизонтальных скважин с попаданием в узлы разуплотнений.What is new is that a section of the reservoir is selected for development with oil-saturated thicknesses of more than 10 m that prevent rapid flooding of produced oil, the location of decompression nodes — intersections of decompression lines — is determined; compacted carbonate reservoirs with minimal and medium fracture, between several decompression units at approximately equal distance from them. It is also new that production wells are drilled along an uneven grid in the form of vertical or lateral, lateral horizontal wells with penetration into decompression units.

На чертеже изображена схема осуществления предлагаемого способа разработки трещиноватых коллекторов.The drawing shows a diagram of an implementation of the proposed method for the development of fractured reservoirs.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.The inventive method is carried out in the following sequence.

Нефтяную залежь 1 с трещиноватыми коллекторами разбуривают вертикальными скважинами 2-4 по редкой сетке. Уточняют геологическое строение залежи 1, структурные планы продуктивных пластов. Определяют преобладающее направление трещиноватости на залежи по результатам сейсмических исследований методом 3D. На карту эффективных нефтенасыщенных толщин продуктивного пласта наносят линии разуплотнений 5, то есть линейные или дугообразные структурные элементы, связанные с глубинными разломами, являющиеся проявлениями зон повышенной трещиноватости горных пород. Затем выделяют участки залежи 6, 7, ограниченные линиями разуплотнений 5. Точки пересечения линий разуплотнений 5 образуют узлы разуплотнений 8. Проводят лабораторные исследования керна, гидродинамические исследования в скважинах с определением пластового давления, проницаемости, продуктивности коллекторов.Oil reservoir 1 with fractured reservoirs is drilled with vertical wells 2-4 on a rare grid. Clarify the geological structure of reservoir 1, structural plans of productive formations. The prevailing direction of fracturing in the deposits is determined by the results of 3D seismic studies. The decompression lines 5, that is, linear or arched structural elements associated with deep faults, which are manifestations of zones of increased rock fracture, are plotted on the map of effective oil-saturated thicknesses of the reservoir. Then, areas of reservoir 6, 7 limited by decompression lines 5 are distinguished. The points of intersection of decompression lines 5 form decompression nodes 8. Laboratory tests of the core and hydrodynamic studies in wells are carried out to determine reservoir pressure, permeability, and reservoir productivity.

Затем выбирают участок залежи 1 с нефтенасыщенными толщинами более десяти метров 9 с целью предотвращения быстрого обводнения добываемой продукции.Then choose the site of the reservoir 1 with oil-saturated thicknesses of more than ten meters 9 in order to prevent rapid flooding of the produced products.

Задача повышения нефтеотдачи пласта решается за счет рационального размещения скважин в трещиноватых коллекторах, для чего на карте эффективных нефтенасыщенных толщин продуктивного пласта выделяют узлы разуплотнений 8. Проводят анализ работы пробуренных добывающих скважин 2-3.The task of increasing oil recovery is solved by rational placement of wells in fractured reservoirs, for which decompression nodes are highlighted on the map of effective oil-saturated thicknesses of a productive formation 8. An analysis is made of the operation of drilled production wells 2-3.

Скважины 2, 3, пробуренные на линиях разуплотнений 5 или вскрывшие узлы разуплотнений 8, имеют более высокие дебиты нефти по сравнению с добывающими скважинами 4, пробуренными в уплотненных карбонатных коллекторах. Повышенная трещиноватость карбонатных пород способствует более интенсивному притоку жидкости к интервалам перфорации. Скважины 10-14 бурят по неравномерной сетке с попаданием в узлы разуплотнений 8, в результате чего увеличивается площадь дренирования добывающих скважин 2, 3 и 10-14. Нагнетательные скважины 15 и 16 располагают соответственно в уплотненных карбонатных коллекторах между несколькими узлами разуплотнений 3, 11, 12, 13 и 10, 11, 12 на расстоянии 100-300 м от них. Распределение потока закачиваемого агента в зоне минимальной и средней трещиноватости происходит более равномерно.Wells 2, 3, drilled on decompression lines 5 or opened decompression nodes 8, have higher oil production rates compared to production wells 4 drilled in compacted carbonate reservoirs. Increased fracturing of carbonate rocks contributes to a more intensive flow of fluid to the perforation intervals. Wells 10-14 are drilled along an uneven grid with penetration into decompression units 8, as a result of which the drainage area of production wells 2, 3, and 10-14 increases. Injection wells 15 and 16 are located respectively in compacted carbonate reservoirs between several decompression units 3, 11, 12, 13 and 10, 11, 12 at a distance of 100-300 m from them. The distribution of the flow of the injected agent in the zone of minimal and medium fracturing occurs more evenly.

Из добывающих скважин 4, не попавших в узлы разуплотнений, строят боковые или боковые горизонтальные скважины 17 для попадания в близлежащие узлы разуплотнений 8. При проведении траекторий боковых или боковых горизонтальных стволов 17 необходимо учитывать наличие рентабельных удельных запасов нефти, приходящихся на одну скважину, что ведет к уменьшению срока окупаемости затрат на строительство скважины и добычу каждой тонны нефти.From production wells 4 that do not fall into the decompression units, lateral or lateral horizontal wells 17 are built to enter the nearby decompression nodes 8. When tracing lateral or lateral horizontal shafts 17, it is necessary to take into account the presence of cost-effective specific oil reserves per well, which leads to to reduce the payback period for well construction and production of each ton of oil.

Пример конкретного выполненияConcrete example

Осуществление данного способа рассмотрим на примере участка, характерного для массивных залежей турнейского яруса. Нефтяную залежь 1 с трещиноватыми коллекторами разбуривают вертикальными скважинами 2-4 по сетке 600×600 м. Уточняют геологическое строение залежи 1, структурный план продуктивного пласта. По результатам сейсмических исследований методом 3D определяют, что преобладающее направление трещиноватости на залежи северо-западное. На карту эффективных нефтенасыщенных толщин продуктивного пласта наносят линии разуплотнений 5. Выделяют участки залежи 6, 7, ограниченные линиями 5 и узлами 8 разуплотнений.The implementation of this method, consider the example of a site characteristic of massive deposits of the Tournaisian layer. Oil reservoir 1 with fractured reservoirs is drilled with vertical wells 2-4 along a grid of 600 × 600 m. The geological structure of reservoir 1 is clarified, the structural plan of the reservoir. According to the results of 3D seismic studies, it is determined that the prevailing direction of fracturing in the deposits is northwest. The lines of decompression are plotted on the map of effective oil-saturated thicknesses of the reservoir. 5. Areas of deposits 6, 7 are defined, limited by lines 5 and nodes 8 of decompressions.

Проводят лабораторные исследования керна и определяют коллекторские свойства пласта: пористость равна 11,6%, нефтенасыщенность - 76,2%. Затем проводят гидродинамические исследования в скважинах 2-4 и определяют пластовое давление пласта, которое составляет 11 МПа, проницаемость - 0,115 мкм2, продуктивность коллекторов - 3,21 м3/(сут·МПа).Core tests are carried out and reservoir properties are determined: porosity is 11.6%, oil saturation is 76.2%. Then conduct hydrodynamic studies in wells 2-4 and determine the reservoir pressure of the formation, which is 11 MPa, permeability - 0.115 μm 2 , reservoir productivity - 3.21 m 3 / (day · MPa).

Выбирают участок залежи 1 с эффективными нефтенасыщенными толщинами от 10 до 15 м 6, 7.Select a site of deposit 1 with effective oil-saturated thicknesses from 10 to 15 m 6, 7.

Скважина 2, пробуренная на линии разуплотнений 5, и скважина 3, вскрывшая узел разуплотнений 8, имеют более высокие дебиты нефти (7,5 и 9,4 т/сут) по сравнению с добывающей скважиной 4, вскрывшей уплотненные карбонатные коллекторы. Начальный дебит нефти скважины 4 составил 4,6 т/сут. Скважины 10-14 размещают по неравномерной сетке в узлы разуплотнений 10-14. Нагнетательную скважину 15 располагают между узлами разуплотнений 3, 11, 12, 13 на расстоянии 150-190 м, а нагнетательную скважину 16 располагают между узлами разуплотнений 10, 11, 12 на расстоянии 180-220 м.Well 2, drilled on decompression line 5, and well 3, which opened decompression unit 8, have higher oil production rates (7.5 and 9.4 tons / day) compared to production well 4, which opened up compacted carbonate reservoirs. The initial oil production rate of well 4 was 4.6 tons / day. Wells 10-14 are placed on an uneven grid in the nodes of decompression 10-14. An injection well 15 is located between the decompression units 3, 11, 12, 13 at a distance of 150-190 m, and an injection well 16 is located between the decompression units 10, 11, 12 at a distance of 180-220 m.

Из добывающей скважины 4, пробуренной в уплотненных карбонатных коллекторах, строят боковую горизонтальную скважину 17, направленную на северо-восток. Длина горизонтального ствола равна 105 м. Он пересекает близлежащий узел разуплотнений 8, находящийся на расстоянии 80 м от точки входа в пласт. Удельные извлекаемые запасы нефти, приходящиеся на боковую горизонтальную скважину 17, составляют 38 тыс.т. Дебит нефти из боковой горизонтальной скважины равен 10,5 т/сут. Дополнительная добыча нефти за год эксплуатации боковой горизонтальной скважины 17 составила 2,0 тыс.т.From a production well 4 drilled in compacted carbonate reservoirs, a lateral horizontal well 17 is directed to the northeast. The length of the horizontal well is 105 m. It crosses the nearby decompression unit 8, located at a distance of 80 m from the point of entry into the formation. The specific recoverable oil reserves attributable to the lateral horizontal well 17 are 38 thousand tons. The oil production rate from a horizontal lateral well is 10.5 tons / day. Additional oil production for the year of operation of the lateral horizontal well 17 amounted to 2.0 thousand tons.

Предлагаемый способ разработки трещиноватых коллекторов позволяет повысить охват выработкой запасов нефти в карбонатных коллекторах, увеличить дебиты нефти добывающих скважин, повысить конечную нефтеотдачу пласта на 4-10%.The proposed method for the development of fractured reservoirs allows to increase the coverage of oil reserves in carbonate reservoirs, to increase the oil production rates of producing wells, to increase the final oil recovery by 4-10%.

Claims (2)

1. Способ разработки трещиноватых коллекторов, включающий определение трещиноватости или линий разуплотнения залежи, строительство добывающих и нагнетательных скважин с учетом трещиноватости залежи, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что выбирают участок залежи для разработки с нефтенасыщенными толщинами более 10 м, предотвращающими быстрое обводнение добываемой нефти, определяют расположение узлов разуплотнений - пересечений линий разуплотнений, добывающие вертикальные скважины бурят по неравномерной сетке с попаданием в узлы разуплотнений, а нагнетательные скважины располагают в уплотненных карбонатных коллекторах с минимальной и средней трещиноватостью между несколькими узлами разуплотнений примерно на равном расстоянии от них.1. A method for developing fractured reservoirs, including determining fracturing or decompression lines of a reservoir, construction of production and injection wells taking into account fracture of the reservoir, pumping a displacing agent into injection wells and selecting oil through production wells, characterized in that a section of the reservoir is selected for development with oil-saturated thicknesses more than 10 m, preventing rapid flooding of the produced oil, determine the location of decompression nodes - intersections of decompression lines, mine s vertical wells drilled on irregular grid to fall within the decompression nodes and injection wells arranged in carbonate reservoirs packed with minimum and average fracture through several nodes decompressor approximately equidistant from them. 2. Способ разработки трещиноватых коллекторов по п.1, отличающийся тем, что добывающие скважины бурят по неравномерной сетке в виде вертикальных или боковых, боковых горизонтальных скважин с попаданием в узлы разуплотнений. 2. The method for developing fractured reservoirs according to claim 1, characterized in that the producing wells are drilled along an uneven grid in the form of vertical or lateral, lateral horizontal wells with contact with the decompression units.
RU2013121511/03A 2013-05-07 2013-05-07 Processing of fractured reservoir RU2526082C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2013121511/03A RU2526082C1 (en) 2013-05-07 2013-05-07 Processing of fractured reservoir

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2013121511/03A RU2526082C1 (en) 2013-05-07 2013-05-07 Processing of fractured reservoir

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2526082C1 true RU2526082C1 (en) 2014-08-20

Family

ID=51384733

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2013121511/03A RU2526082C1 (en) 2013-05-07 2013-05-07 Processing of fractured reservoir

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2526082C1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2595106C1 (en) * 2015-09-21 2016-08-20 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of developing deposit with fractured reservoirs
RU2657584C1 (en) * 2017-08-01 2018-06-14 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of developing an oil field with a fractured reservoir

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4787449A (en) * 1987-04-30 1988-11-29 Mobil Oil Corporation Oil recovery process in subterranean formations
RU2067166C1 (en) * 1995-11-08 1996-09-27 Анатолий Вениаминович Торсунов Method for development of oil deposit in tectonically complicated sedimentary strata
RU93057147A (en) * 1993-12-23 1996-10-20 А.С. Трофимов METHOD FOR DEVELOPING A HYDROCARBON DEPOSIT
RU2111347C1 (en) * 1997-10-13 1998-05-20 Нефтегазодобывающее управление "Иркеннефть" Открытое акционерное общество "Татнефть" Method of development of commercial deposit in crystalline basement
RU2264533C2 (en) * 2004-01-13 2005-11-20 Закиров Сумбат Набиевич Method for oil reservoir development in carbonate or terrigenous formation with developed macrocracks
RU2410517C2 (en) * 2007-08-23 2011-01-27 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Drilling and completion of wells with small side shafts
RU2459939C1 (en) * 2011-10-31 2012-08-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Oil deposit development method

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4787449A (en) * 1987-04-30 1988-11-29 Mobil Oil Corporation Oil recovery process in subterranean formations
RU93057147A (en) * 1993-12-23 1996-10-20 А.С. Трофимов METHOD FOR DEVELOPING A HYDROCARBON DEPOSIT
RU2067166C1 (en) * 1995-11-08 1996-09-27 Анатолий Вениаминович Торсунов Method for development of oil deposit in tectonically complicated sedimentary strata
RU2111347C1 (en) * 1997-10-13 1998-05-20 Нефтегазодобывающее управление "Иркеннефть" Открытое акционерное общество "Татнефть" Method of development of commercial deposit in crystalline basement
RU2264533C2 (en) * 2004-01-13 2005-11-20 Закиров Сумбат Набиевич Method for oil reservoir development in carbonate or terrigenous formation with developed macrocracks
RU2410517C2 (en) * 2007-08-23 2011-01-27 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Drilling and completion of wells with small side shafts
RU2459939C1 (en) * 2011-10-31 2012-08-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Oil deposit development method

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2595106C1 (en) * 2015-09-21 2016-08-20 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of developing deposit with fractured reservoirs
RU2657584C1 (en) * 2017-08-01 2018-06-14 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of developing an oil field with a fractured reservoir

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN105952427B (en) A kind of prediction of low-permeability oil deposit water filling induced fractures and evaluation method
RU2291955C1 (en) Method for extraction of oil deposit
RU2526430C1 (en) Development of low-permeability oil pools by horizontal wells with maintenance of seam pressure
RU2612061C1 (en) Recovery method of shale carbonate oil field
RU2387815C1 (en) Method to develop oil accumulation in laminar carbonate reservoirs
RU2528308C1 (en) Method of oil pool development with hydraulic fracturing
RU2556094C1 (en) Oil deposit development method
RU2424425C1 (en) Procedure for development of deposit of oil in carbonate collectors
RU2357073C2 (en) Method of development of mineral deposits extracted through wells
RU2526037C1 (en) Development of fractured reservoirs
RU2681796C1 (en) Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge
RU2513216C1 (en) Oil deposit development method
RU2526082C1 (en) Processing of fractured reservoir
RU2335628C2 (en) Method of conducting local directed hydro break of bed
RU2528757C1 (en) Development of low-permeability oil deposits by horizontal wells under natural conditions
RU2135750C1 (en) Method for developing oil-gas deposit with application of hydraulic fracturing of bed
RU2627338C1 (en) Solid carbonate oil deposits development method
RU2580562C1 (en) Method of developing oil deposits
RU2513962C1 (en) Oil deposit development method
CN103628914A (en) Low-permeability thick-layer bedrock aquifer exploring and draining method for low-angle coal seam slicing mining
RU2546704C1 (en) Less explored oil deposit development method
RU2579039C1 (en) Method for development of low-permeability oil-gas formations
RU2517674C1 (en) Development method of non-homogeneous oil deposit
RU2524703C1 (en) Development of minor oil deposits
RU2595112C1 (en) Method for development of oil deposit at late stage of development