RU2544938C1 - Horizontal well making in formation with low thickness - Google Patents
Horizontal well making in formation with low thickness Download PDFInfo
- Publication number
- RU2544938C1 RU2544938C1 RU2014120499/03A RU2014120499A RU2544938C1 RU 2544938 C1 RU2544938 C1 RU 2544938C1 RU 2014120499/03 A RU2014120499/03 A RU 2014120499/03A RU 2014120499 A RU2014120499 A RU 2014120499A RU 2544938 C1 RU2544938 C1 RU 2544938C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- horizon
- drilling
- angle
- logging
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при проводке горизонтальной скважины в продуктивном пласте малой толщины.The invention relates to the oil industry and may find application in the installation of a horizontal well in a productive formation of small thickness.
Известен способ разработки залежи нефти в неоднородном коллекторе малой толщины, включающий строительство вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, определение геологического строения залежи и строительство, по крайней мере, одной скважины с волнообразным участком в пласте, используемой как для закачки рабочего агента, так и для добычи продукции залежи, и эксплуатацию залежи, включающую нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции залежи через добывающие. При определении геологического строения определяют зоны, расположенные у внешнего контура нефтенасыщенности залежи, с нефтенасыщенной толщиной, менее рентабельной. После этого из близлежащих добывающих скважин проводят горизонтальные участки по определенной нефтенасыщенной толщине по кратчайшему расстоянию к внешнему контуру залежи без его вскрытия. Во время эксплуатации залежи добывающие скважины с горизонтальными участками переводят под форсированный отбор продукции залежи. После последовательного обводнения продукции, добываемой из этих скважин, выше допустимой их последовательно переводят в нагнетательные (Патент РФ №2438010, опубл. 27.12.2011).A known method of developing oil deposits in a heterogeneous reservoir of small thickness, including the construction of vertical production and injection wells, determining the geological structure of the reservoir and the construction of at least one well with a undulating section in the reservoir, used both for injecting a working agent and for producing products deposits, and the operation of the deposits, including the injection of the working agent through injection wells and the selection of production of deposits through production. When determining the geological structure, zones located at the outer contour of the oil saturation of the reservoir are determined with an oil-saturated thickness that is less cost-effective. After that, horizontal sections are drawn from nearby producing wells along a certain oil-saturated thickness along the shortest distance to the outer contour of the deposit without opening it. During the operation of the reservoir, production wells with horizontal sections are transferred under forced selection of reservoir products. After successive flooding of the products produced from these wells, above the permissible level, they are subsequently transferred to injection ones (RF Patent No. 2438010, publ. 12/27/2011).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки залежи нефти в неоднородном коллекторе малой толщины, согласно которому осуществляют проводку, по крайней мере, одной скважины под продуктивный пласт и выход горизонтального участка в пласт. После выхода в пласт горизонтальный участок скважины проводят волнообразно от подошвы через середину к кровле пласта и обратно от кровли через середину к подошве пласта с повторением волн по пласту. Спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб и выводят ее в продуктивный пласт. В продуктивном пласте подобным образом проводят добывающие и нагнетательные скважины. При эксплуатации скважины как добывающей отбор пластовой жидкости ведут по всему профилю скважины: из подошвенной, срединной и из кровельной части. При эксплуатации скважины как нагнетательной закачку рабочего агента ведут по всему профилю скважины: в подошвенную, срединную и кровельную части пласта (Патент РФ №2290498, опубл. 27.12.2006 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing an oil deposit in a heterogeneous reservoir of small thickness, according to which at least one well is put under a productive formation and the horizontal section enters the formation. After entering the formation, the horizontal section of the well is carried out in waves from the sole through the middle to the top of the formation and back from the roof through the middle to the bottom of the formation with the repetition of waves along the formation. The tubing string is lowered into the well and brought into the reservoir. In a reservoir, production and injection wells are likewise conducted. During the operation of the well as an extracting reservoir fluid, they are conducted along the entire profile of the well: from the bottom, middle and roof parts. When operating the well as an injection, the working agent is injected along the entire profile of the well: in the plantar, middle and roofing parts of the formation (RF Patent No. 2290498, publ. 12/27/2006 - prototype).
Общим недостатком известных технических решений является большая трудность проводки горизонтальной скважины по пласту малой толщины порядка 4-5 м, опасность выхода при бурении за границы продуктивного пласта, опасность соединения продуктивного пласта с нижним водоносным пластом или с верхним пластом с неустойчивыми осыпающимися породами.A common drawback of the known technical solutions is the great difficulty of drilling a horizontal well through a small thickness formation of about 4-5 m, the danger of overflowing when drilling beyond the boundaries of a productive formation, the danger of connecting the productive formation to a lower aquifer or to an upper formation with unstable crumbling rocks.
В предложенном изобретении решается задача обеспечения проводки горизонтальной скважины по пласту малой толщины в границах продуктивного пласта.The proposed invention solves the problem of ensuring the horizontal wiring through the formation of small thickness within the boundaries of the reservoir.
Задача решается тем, что в способе проводки горизонтальной скважины в пласте малой толщины, включающем проводку горизонтального участка скважины волнообразно с повторением волн по пласту, согласно изобретению по результатам геологического моделирования участка заложения горизонтального или условно горизонтального ствола по каротажному материалу ранее пробуренных скважин определяют средний угол наклона пласта к горизонту и его границы в вертикальной плоскости, по каротажным кривым соседних скважин и данным бурения на входе в пласт определяют значения показателей каротажа в районе кровли пласта, срединной части и районе подошвы пласта, после входа в продуктивный пласт назначают направление бурения по восходящей траектории с углом к горизонту, отличающимся от среднего угла наклона пласта к горизонту на 5-10%, бурят горизонтальный ствол по восходящей траектории под углом наклона к горизонту в указанных пределах и одновременно определяют показатели каротажа, при достижении показателей каротажа в районе кровли пласта меняют направление бурения, назначают направление бурения по нисходящей траектории с углом к горизонту, отличающимся от среднего угла наклона пласта к горизонту на 5-10%, бурят горизонтальный ствол по нисходящей траектории под углом наклона к горизонту в указанных пределах и одновременно определяют показатели каротажа, при достижении показателей каротажа в районе срединной части пласта меняют направление бурения на восходящее, повторяют бурение по нисходящей и восходящей траектории до достижения проектной отметки.The problem is solved in that in the method of drilling a horizontal well in a small-thickness formation, including conducting a horizontal section of a well in a wave-like fashion with wave repetition in the formation, according to the invention, the average angle of inclination is determined from the logging material of a horizontal or conditionally horizontal well from the previously drilled wells formation to the horizon and its boundaries in the vertical plane, according to logging curves of neighboring wells and drilling data at the entrance to the formation determine the values of the logging indicators in the area of the formation roof, the middle part and the area of the bottom of the formation, after entering the reservoir, the direction of drilling is assigned along an ascending path with an angle to the horizon that differs from the average angle of inclination of the formation to the horizon by 5-10%; ascending trajectory at an angle of inclination to the horizon within the specified limits and at the same time determine the logging indices, when the logging indices in the area of the formation roof change the direction of drilling, assign the direction drilling along a downward trajectory with an angle to the horizon different from the average angle of inclination of the formation to the horizon by 5-10%, drill a horizontal wellbore along a downward trajectory at an angle of inclination to the horizon within the specified limits and at the same time determine the logging indices when reaching the logging indices in the middle parts of the formation change the direction of drilling to ascending, repeat drilling along the descending and ascending paths until the design mark is reached.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Трудность проводки горизонтального ствола скважины по продуктивному пласту малой толщины определяется прежде всего недостаточной информативностью простирания пласта. Данные высокоточной сейсмики по модификации МОГТ 3D позволяют с достаточной вероятностью определять глубины залегания пластов с толщиной от 20 и более м. Пласты малой и сверхмалой толщины порядка 3-5 м могут быть вообще не замечены как продуктивные при наземных геофизических исследованиях. Проводка горизонтального ствола скважины по такому пласту представляет определенные трудности из-за возможности выхода при бурении за границы продуктивного пласта, опасности создания гидродинамической связи продуктивного пласта с нижним водоносным пластом или связи с верхним пластом с неустойчивыми осыпающимися породами. И в том и в другом случае скважина оказывается практически не работоспособной и подлежит ремонту. В предложенном изобретении решается задача обеспечения проводки горизонтальной скважины по пласту малой толщины в границах продуктивного пласта. Задача решается следующим образом.The difficulty of posting a horizontal wellbore through a productive formation of small thickness is determined primarily by the lack of informativeness of the strike of the formation. High-precision seismic data on the modification of MOGT 3D make it possible to determine the occurrence depths of formations with a thickness of 20 m or more. Formations of small and ultra-small thickness of the order of 3-5 m may not be seen at all as productive in ground-based geophysical studies. Piping a horizontal wellbore through such a formation presents certain difficulties due to the possibility of overflowing the boundaries of the productive formation while drilling, the danger of creating a hydrodynamic connection between the productive formation and the lower aquifer, or communication with the upper formation with unstable crumbling rocks. In both cases, the well is practically not operational and needs to be repaired. The proposed invention solves the problem of ensuring the horizontal wiring through the formation of small thickness within the boundaries of the reservoir. The problem is solved as follows.
Предварительно, по результатам геологического моделирования участка заложения горизонтального или условно горизонтального ствола по каротажному материалу ранее пробуренных скважин, определяют средний угол наклона пласта к горизонту и его границы в вертикальной плоскости. В соседних пробуренных скважинах по каротажным кривым определяют значения показателей каротажа в районе кровли пласта, срединной части и районе подошвы пласта. При бурении горизонтального ствола уточняют эти показатели. При входе в продуктивный пласт сверху уточняют значения показателей каротажа в районе кровли и срединной части пласта. При входе в продуктивный пласт сверху проходят продуктивный пласт насквозь сверху вниз наклонной скважиной с определением показателей каротажа в районе кровли, срединной части и подошвы пласта, под продуктивным пластом разворачивают направление бурения вверх и входят в продуктивный пласт снизу с малым углом к направлению пласта.Previously, according to the results of geological modeling of the horizontal or conditionally horizontal wellbore laying section, the average angle of inclination of the formation to the horizon and its boundary in the vertical plane is determined by the logging material of previously drilled wells. In neighboring drilled wells, the values of the logging indices in the area of the top of the formation, the middle part and the area of the bottom of the formation are determined by logging curves. When drilling a horizontal wellbore, these indicators are specified. At the entrance to the reservoir, the values of the logging indices in the area of the roof and the middle part of the reservoir are specified from above. At the entrance to the reservoir, the reservoir passes from top to bottom through the top with an inclined well to determine the logging indices in the area of the roof, the middle part and the bottom of the reservoir, the direction of drilling is expanded upward and enter the reservoir from below with a small angle to the direction of the reservoir.
После бурения вертикального ствола скважины и входа в продуктивный пласт сверху бурят горизонтальный участок до достижения срединной части и одновременно определяют показатели каротажа. При достижении показателей каротажа в районе срединной части пласта меняют направление бурения. Назначают направление бурения по восходящей траектории с углом к горизонту, отличающимся от среднего угла наклона пласта к горизонту на 5-10%. Бурят горизонтальный ствол по восходящей траектории под углом наклона к горизонту в указанных пределах и одновременно определяют показатели каротажа. При достижении показателей каротажа в районе кровли пласта меняют направление бурения на нисходящее с углом к горизонту, отличающимся от среднего угла наклона пласта к горизонту на 5-10%. Повторяют бурение по нисходящей и восходящей траектории до достижения проектной отметки.After drilling a vertical wellbore and entering a reservoir, a horizontal section is drilled from above until the middle part is reached, and the logging indices are simultaneously determined. Upon reaching the logging indicators in the area of the middle part of the reservoir, the direction of drilling is changed. Assign the direction of drilling along an ascending path with an angle to the horizon that differs from the average angle of inclination of the formation to the horizon by 5-10%. A horizontal well is drilled along an ascending path at an angle of inclination to the horizon within the specified limits and at the same time, the logging indices are determined. Upon reaching the logging indicators in the area of the formation roof, the direction of drilling changes downward with an angle to the horizon that differs from the average angle of inclination of the formation to the horizon by 5-10%. Drilling is repeated along a descending and ascending path until a design mark is reached.
После бурения вертикального ствола скважины и входа в продуктивный пласт снизу назначают направление бурения по восходящей траектории с углом к горизонту, большим среднего угла наклона пласта к горизонту на 5-10%. Бурят горизонтальный ствол по восходящей траектории под углом наклона к горизонту в указанных пределах и одновременно определяют показатели каротажа. При достижении показателей каротажа в районе срединной части пласта и затем в районе кровли пласта меняют направление бурения. Назначают направление бурения по нисходящей траектории с углом к горизонту, отличающимся от среднего угла наклона пласта к горизонту на 5-10%. Бурят горизонтальный ствол по нисходящей траектории под углом наклона к горизонту в указанных пределах и одновременно определяют показатели каротажа. При достижении показателей каротажа в районе срединной части пласта меняют направление бурения на восходящее с углом к горизонту, отличающимся от среднего угла наклона пласта к горизонту на 5-10%. Повторяют бурение по нисходящей и восходящей траектории до достижения проектной отметки.After drilling a vertical wellbore and entering the reservoir from below, the direction of drilling along the ascending path with an angle to the horizon is greater than the average angle of inclination of the formation to the horizon by 5-10%. A horizontal well is drilled along an ascending path at an angle of inclination to the horizon within the specified limits and at the same time, the logging indices are determined. Upon reaching the logging indicators in the area of the middle part of the formation and then in the area of the roof of the formation, the direction of drilling is changed. Assign the direction of drilling in a descending path with an angle to the horizon that differs from the average angle of inclination of the formation to the horizon by 5-10%. A horizontal well is drilled along a downward trajectory at an angle of inclination to the horizon within the specified limits and at the same time, the logging indicators are determined. When the logging indices in the region of the middle part of the formation are changed, the direction of drilling is ascending with an angle to the horizon that differs from the average angle of inclination of the formation to the horizon by 5-10%. Drilling is repeated along a descending and ascending path until a design mark is reached.
При изменении естественного направления пласта, т.е. при отступлении от среднего угла наклона пласта к горизонту при бурении возможно бурение в районе подошвы пласта. При достижении показателей каротажа в районе подошвы пласта меняют направление бурения на восходящее с углом наклона к горизонту, большим среднего на 25-30%, до выхода на показатели каротажа срединной части пласта.When changing the natural direction of the reservoir, i.e. when deviating from the average angle of inclination of the formation to the horizon during drilling, drilling in the area of the bottom of the formation is possible. Upon reaching the logging indicators in the area of the bottom of the formation, the direction of drilling changes with the ascending angle of inclination to the horizon greater than the average by 25-30%, before reaching the logging indices of the middle part of the formation.
Таким образом удается провести горизонтальный ствол скважины в пределах продуктивного пласта.Thus, it is possible to draw a horizontal wellbore within the reservoir.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Выполняют строительство горизонтальной нефтедобывающей скважины. При бурении вертикального ствола проходят неустойчивые глинистые породы в интервалах 2022-2136 м. Бурение выполняют долотом диаметром 215,9 мм. Бурением входят в продуктивный пласт толщиной 4 м, расположенный в интервалах 2136-2140 м, спускают эксплуатационную колонну диаметром 168 мм до продуктивного пласта и цементируют заколонное пространство. Из эксплуатационной колонны выполняют бурение горизонтального участка скважины длиной 150 м по продуктивному пласту долотом диаметром 144 мм. Определяют средний угол наклона пласта к горизонту, который равен 8 градусов. Бурение ведут по снижающемуся пласту. По каротажным кривым соседних скважин и данным бурения данной скважины определяют значения показателей каротажа, в частности гамма-каротажа (ГК), в районе кровли пласта, срединной части и районе подошвы пласта, которые соответственно равны 12 мкР/час, 2 мкР/час, 9 мкР/час. После входа в продуктивный пласт и достижения срединного значения пласта (2 мкР/час) назначают направление бурения по восходящей траектории с углом к горизонту, меньшим среднего угла наклона пласта к горизонту на 5-10%, т.е. 7,6-7,2 градусов. Бурят горизонтальный ствол по восходящей траектории под углом наклона к горизонту в указанных пределах и одновременно определяют показатели каротажа. При достижении показателей каротажа в районе кровли пласта, т.е. 12 мкР/час меняют направление бурения. Назначают направление бурения по нисходящей траектории с углом к горизонту, большим среднего угла наклона пласта к горизонту на 5-10%, т.е 8,4-8,8 градусов. Бурят горизонтальный ствол по нисходящей траектории под углом наклона к горизонту в указанных пределах и одновременно определяют показатели каротажа, при достижении показателей каротажа в районе срединной части пласта (2 мкР/час) меняют направление бурения на восходящее. Повторяют бурение по нисходящей и восходящей траектории до достижения проектной отметки.Perform the construction of a horizontal oil well. When drilling a vertical shaft, unstable clay rocks pass in the intervals of 2022-2136 m. Drilling is performed with a bit with a diameter of 215.9 mm. Drilling is included in a productive formation 4 m thick, located in the intervals 2136-2140 m, lowering a production string with a diameter of 168 mm to the producing formation and cementing the annulus. From a production casing, a horizontal section of a well 150 m long is drilled through a producing formation with a 144 mm diameter bit. Determine the average angle of inclination of the formation to the horizon, which is equal to 8 degrees. Drilling is carried out in a declining formation. Using the logging curves of neighboring wells and the drilling data of this well, the values of the logging indicators, in particular gamma-ray logging (GC), are determined in the area of the roof of the formation, the middle part and the area of the bottom of the formation, which are respectively 12 μR / hour, 2 μR / hour, 9 μR / hour. After entering the reservoir and reaching the median value of the reservoir (2 μR / hour), the direction of drilling is assigned along an ascending path with an angle to the horizon that is 5-10% less than the average angle of inclination of the formation to the horizon, i.e. 7.6-7.2 degrees. A horizontal well is drilled along an ascending path at an angle of inclination to the horizon within the specified limits and at the same time, the logging indices are determined. Upon reaching the logging values in the area of the formation roof, i.e. 12 μR / hour change the direction of drilling. Assign the direction of drilling in a descending trajectory with an angle to the horizon greater than the average angle of inclination of the formation to the horizon by 5-10%, i.e., 8.4-8.8 degrees. A horizontal well is drilled along a downward trajectory at an angle of inclination to the horizon within the specified limits and at the same time, the logging indices are determined; when the logging indices are reached in the region of the middle part of the formation (2 μR / h), the direction of drilling is changed to ascending. Drilling is repeated along a descending and ascending path until a design mark is reached.
В результате получают скважину с расположением ствола в верхней части продуктивного пласта малой толщины.The result is a well with the location of the barrel in the upper part of the reservoir of small thickness.
Применение предложенного способа позволит решить задачу обеспечения проводки горизонтальной скважины по пласту малой толщины в границах продуктивного пласта.The application of the proposed method will allow to solve the problem of providing horizontal wiring through a small thickness formation within the boundaries of the reservoir.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014120499/03A RU2544938C1 (en) | 2014-05-21 | 2014-05-21 | Horizontal well making in formation with low thickness |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014120499/03A RU2544938C1 (en) | 2014-05-21 | 2014-05-21 | Horizontal well making in formation with low thickness |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2544938C1 true RU2544938C1 (en) | 2015-03-20 |
Family
ID=53290810
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014120499/03A RU2544938C1 (en) | 2014-05-21 | 2014-05-21 | Horizontal well making in formation with low thickness |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2544938C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2587660C1 (en) * | 2015-09-25 | 2016-06-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of drilling horizontal wells with pilot shaft |
| CN115142837A (en) * | 2022-07-08 | 2022-10-04 | 陕西延长石油（集团）有限责任公司 | Track design method for horizontal well vector window entry |
| RU2806206C1 (en) * | 2023-05-19 | 2023-10-30 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Horizontal well drilling method |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1640384A1 (en) * | 1988-12-06 | 1991-04-07 | Всесоюзный научно-исследовательский институт нефтепромысловой геофизики | Method of driving horizontal holes |
| RU2141560C1 (en) * | 1999-04-27 | 1999-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ИНТЕНСИФИКАЦИЯ" | Method for development of oil deposit by horizontal bore-holes |
| RU2290498C1 (en) * | 2006-03-29 | 2006-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting oil deposit in heterogeneous collector of low thickness |
| WO2009055152A1 (en) * | 2007-10-22 | 2009-04-30 | Schlumberger Canada Limited | Formation modeling while drilling for enhanced high angle or horizontal well placement |
| RU2455475C1 (en) * | 2010-12-03 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of high-viscosity oil fields with strata of small thickness by way of cyclic injection of solvent and steam into single inclined wells |
-
2014
- 2014-05-21 RU RU2014120499/03A patent/RU2544938C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1640384A1 (en) * | 1988-12-06 | 1991-04-07 | Всесоюзный научно-исследовательский институт нефтепромысловой геофизики | Method of driving horizontal holes |
| RU2141560C1 (en) * | 1999-04-27 | 1999-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ИНТЕНСИФИКАЦИЯ" | Method for development of oil deposit by horizontal bore-holes |
| RU2290498C1 (en) * | 2006-03-29 | 2006-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting oil deposit in heterogeneous collector of low thickness |
| WO2009055152A1 (en) * | 2007-10-22 | 2009-04-30 | Schlumberger Canada Limited | Formation modeling while drilling for enhanced high angle or horizontal well placement |
| RU2455475C1 (en) * | 2010-12-03 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of high-viscosity oil fields with strata of small thickness by way of cyclic injection of solvent and steam into single inclined wells |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2587660C1 (en) * | 2015-09-25 | 2016-06-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of drilling horizontal wells with pilot shaft |
| CN115142837A (en) * | 2022-07-08 | 2022-10-04 | 陕西延长石油（集团）有限责任公司 | Track design method for horizontal well vector window entry |
| CN115142837B (en) * | 2022-07-08 | 2024-05-14 | 陕西延长石油（集团）有限责任公司 | Track design method for horizontal well vector windowing |
| RU2806206C1 (en) * | 2023-05-19 | 2023-10-30 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Horizontal well drilling method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2382183C1 (en) | Multi zone oil reservoir at late stage with unstable cover formation and non-homogeneous collector development method | |
| CN104863629A (en) | Method for extracting gas from separation layer below overlying strata, draining water and grouting through combined drill hole | |
| CN104633996B (en) | Water source heat pump recharging technical method | |
| CN106050234A (en) | Construction technique for protecting underground water in coal mining process | |
| RU2587661C1 (en) | Method for development of explored oil deposit | |
| RU2567918C1 (en) | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit | |
| RU2595106C1 (en) | Method of developing deposit with fractured reservoirs | |
| RU2544938C1 (en) | Horizontal well making in formation with low thickness | |
| RU2474678C1 (en) | Development method of oil deposit with horizontal wells | |
| Charzynski* et al. | Delaware basin horizontal Wolfcamp case study: Mitigating H2S and excessive water production through isolating densely fractured intervals correlative to seismically mapped shallow graben features in the Delaware Mountain Group | |
| US20170247990A1 (en) | Method for drilling and fracture treating multiple wellbores | |
| RU2513216C1 (en) | Oil deposit development method | |
| CN110851991B (en) | Underground water flow numerical simulation method | |
| RU2580562C1 (en) | Method of developing oil deposits | |
| RU2443855C1 (en) | Development method of oil deposit with layer-by-layer heterogeneity | |
| 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 | |
| RU2382166C1 (en) | Method of drilling-in | |
| RU2379492C2 (en) | Development method at wells re-entry and oil field in general | |
| RU2659295C1 (en) | Method of development of a poorly explored oil field | |
| CN107605485B (en) | Directional well and submersible electric pump combined salt production method | |
| RU2526037C1 (en) | Development of fractured reservoirs | |
| RU2517674C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil deposit | |
| RU2546704C1 (en) | Less explored oil deposit development method | |
| RU2474679C1 (en) | Development method of oil deposit with porous-cavernous-fractured manifold |