RU2584435C1 - Method of developing oil deposits - Google Patents

Method of developing oil deposits Download PDF

Info

Publication number
RU2584435C1
RU2584435C1 RU2015131978/03A RU2015131978A RU2584435C1 RU 2584435 C1 RU2584435 C1 RU 2584435C1 RU 2015131978/03 A RU2015131978/03 A RU 2015131978/03A RU 2015131978 A RU2015131978 A RU 2015131978A RU 2584435 C1 RU2584435 C1 RU 2584435C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
permeability
oil
injection
well
wells
Prior art date
Application number
RU2015131978/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Раис Салихович Хисамов
Нафис Фаритович Гумаров
Булат Галиевич Ганиев
Рашит Марданович Миннуллин
Руслан Рустямович Фасхутдинов
Original Assignee
Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority to RU2015131978/03A priority Critical patent/RU2584435C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2584435C1 publication Critical patent/RU2584435C1/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/20—Displacing by water

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)

Abstract

FIELD: oil industry.
SUBSTANCE: invention relates to oil industry and can be used in development of a non-homogeneous oil deposit. Method involves distinguishing at the deposit of sections with different permeability. It is necessary to allocate the boundary between sections with low and medium permeability. An inert part of the deposit along the selected boundary is involved in development. For this purpose, there is analysed the history of the given part of the deposit, determined the volume of working agent pumped currently into every injection based on withdrawal of oil by the production well at the section with middle permeability. Taking into account the compensation of withdrawn oil due to injection of working agent, there is determined an inert part of the deposit - the uncovered zone of oil deposits near the distinguished boundary for compaction of the well pattern. Well pattern compaction is made by drilling of an additional production well at the section with middle permeability near the boundary between sections with low and medium permeability in the interval between neighbouring injection wells. During drilling of the additional production well there are registered factors resulting in flowing, - formation pressure and gas factor. Working agent is pumped through injection wells and bed products are recovered through production wells.
EFFECT: technical result - increase of the deposit oil recovery factor.
2 cl, 1 dwg, 1 ex

Description

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

Известен способ разработки залежи нефти с послойной неоднородностью, включающий бурение по любой из известных сеток вертикальных, горизонтальных и наклонных скважин, определение границ зон с различной проницаемостью, установку пакера в скважинах на границе зон, закачку вытесняющей жидкости в каждую зону через нагнетательные скважины и добычу продукции пласта из каждой зоны через нагнетательные скважины. Определяют толщину эффективной нефтенасыщенности для залежи, сетку скважин уплотняют дополнительными скважинами до 1-4 га/скв., причем дополнительные скважины бурят наклонно длиной в залежи, равной 2-3 толщинам эффективной нефтенасыщенности, в добывающие скважины вместе с пакером спускают установки для одновременно-раздельной эксплуатации, а в нагнетательные - для одновременно-раздельной закачки, выше или ниже границы зон с различной проницаемостью в зоне залежи с более низкой проницаемостью проводят кислотную обработку, закачку жидкости через нагнетательные скважины проводят выше и ниже границы зон с различной проницаемостью с использованием установок для одновременно-раздельной закачки, а добычу через добывающие скважины - с использованием установок для одновременно-раздельной эксплуатации (патент РФ №2443855, кл. Е21В 43/20, 43/14, опубл. 27.02.2012 г.)A known method of developing oil deposits with layer-by-layer heterogeneity, including drilling along any of the known grids of vertical, horizontal and deviated wells, determining the boundaries of zones with different permeabilities, installing a packer in the wells at the boundary of the zones, injecting the displacing fluid into each zone through injection wells and producing products formation from each zone through injection wells. The thickness of the effective oil saturation for the reservoir is determined, the grid of wells is compacted with additional wells up to 1-4 ha / well. Moreover, additional wells are drilled obliquely with a length of the reservoir equal to 2-3 thicknesses of the effective oil saturation, and the units for simultaneous-separate are lowered into production wells together with the packer operation, and injection - for simultaneous-separate injection, above or below the boundary of zones with different permeability in the zone of deposits with lower permeability carry out acid treatment, injection of liquid they are injected through injection wells above and below the boundaries of zones with different permeability using installations for simultaneous-separate injection, and production through production wells is carried out using installations for simultaneous-separate operation (RF patent No. 2443855, CL ЕВВ 43/20, 43 / 14, published on February 27, 2012)

Недостатком известного способа является невозможность регулирования отбора продукции и закачки вытесняющего агента в зависимости от проницаемости зон залежи, а также вследствие интенсивного отбора продукции из низкопроницаемых участков невозможность достигать высокого коэффициента извлечения нефти из залежи.The disadvantage of this method is the inability to control the selection of products and injection of the displacing agent depending on the permeability of the zones of the reservoir, and also due to the intensive selection of products from low-permeability sections, the inability to achieve a high coefficient of oil recovery from the reservoir.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки неоднородной нефтяной залежи, включающий бурение по любой из известных сеток вертикальных, горизонтальных и наклонных скважин, определение границ зон с различной проницаемостью, уплотнение сетки скважин не более 4 га/скв., закачку вытесняющей жидкости в каждую зону через нагнетательные скважины и добычу продукции пласта из каждой зоны через нагнетательные скважины. Зоны с различной проницаемостью делят на низкопроницаемые, среднепроницаемые и высокопроницаемые, уплотнение сетки скважин производят только в низкопроницаемых зонах, при этом в высокопроницаемых зонах отношение нагнетательных и добывающих скважин выбирают не менее 1:5, среднепроницаемых - от 1:3 до 1:5, низкопроницаемых - от 1:1 до 1:3, после снижения дебита на одном из участков зон ниже рентабельного на этом участке производят гидроразрыв пласта, затем определяют проницаемость на данном участке, относят его к соответствующей зоне и из этого определяют количество нагнетательных и добывающих скважин на данном участке (патент РФ №2517674, кл. Е21В 43/30, Е21В 43/26, Е21В 43/20, опубл. 27.05.2014 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing a heterogeneous oil reservoir, including drilling along any of the known grids of vertical, horizontal and deviated wells, determining the boundaries of zones with different permeability, compaction of the grid of wells no more than 4 ha / well, injection of displacing fluid to each zone through injection wells and production of formation products from each zone through injection wells. Zones with different permeability are divided into low permeability, medium permeability and high permeability, well grids are compacted only in low permeability zones, while in high permeability zones the ratio of injection and production wells is chosen at least 1: 5, medium permeability - from 1: 3 to 1: 5, low permeability - from 1: 1 to 1: 3, after reducing the flow rate in one of the sections of the zones below the cost-effective in this section, hydraulic fracturing is carried out, then the permeability in this section is determined, it is assigned to the corresponding zone and from this predelyayut number of injection and production wells at the site (RF patent №2517674, cl E 21 B 43/30, 43/26 E 21 B, E 21 B 43/20, published 27.05.2014 -.. prototype).

Недостатком прототипа является невысокая нефтеотдача залежи, вызванная уплотнением сетки добывающих скважин только в низкопроницаемой зоне.The disadvantage of the prototype is the low oil recovery of the reservoir, caused by compaction of the grid of producing wells only in the low-permeability zone.

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

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем выделение на залежи участков с различной проницаемостью, отбор пластовой продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и уплотнение сетки добывающих скважин, согласно изобретению выделяют границу между участками с низкой и средней проницаемостью, вовлекают в разработку застойную часть залежи вдоль выделенной границы, для чего анализируют историю разработки данного участка залежи и определяют объем рабочего агента, закачанного в каждую из нагнетательных скважин на текущий момент, исходя из отбора нефти добывающей скважиной на участке средней проницаемости, с учетом компенсации отбора закачкой рабочего агента определяют застойную часть залежи - зону неохваченных запасов нефти вблизи выделенной границы для уплотнения сетки скважин, а уплотнение сетки скважин выполняют бурением дополнительной добывающей скважины на участке средней проницаемости вблизи границы между участками с низкой и средней проницаемостью в интервале между соседними нагнетательными скважинами, при этом при бурении дополнительной добывающей скважины отмечают факторы, приводящие к фонтанированию - пластовое давление и газовый фактор.The problem is solved in that in the method of developing an oil deposit, including the allocation of deposits with different permeability to the deposits, the selection of reservoir products through production wells, pumping a working agent through injection wells and sealing the grid of production wells, according to the invention, the boundary between the low and medium permeability sections is distinguished involve in the development the stagnant part of the deposit along the selected border, for which they analyze the development history of this section of the deposit and determine the volume of the working agent, currently pumped into each of the injection wells, based on the selection of oil by the producing well in the medium permeability section, taking into account the selection compensation by injection of the working agent, the stagnant part of the reservoir is determined - the zone of unexplored oil reserves near the selected boundary for compaction of the well network, and the compaction of the well network is performed drilling an additional production well in the medium-permeability section near the boundary between the sections with low and medium permeability in the interval between adjacent injection pumps lnymi wells, with the drilling of additional production well noted factors that lead to a blowout - formation pressure and gas factor.

При наличии факторов, приводящих к фонтанированию, перфорацию дополнительной добывающей скважины проводят перфоратором на колонне насосно-компрессорных труб.If there are factors leading to gushing, perforation of the additional production well is carried out with a perforator on the tubing string.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

При разработке неоднородной нефтяной залежи часть запасов остается невыработанной вследствие отсутствия охвата воздействием частей залежи вблизи границы между зонами с различной проницаемостью. В результате нефтеотдача залежи остается на невысоком уровне. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.When developing a heterogeneous oil reservoir, part of the reserves remains undeveloped due to the lack of exposure to parts of the reservoir near the boundary between zones with different permeabilities. As a result, the oil recovery of the reservoir remains at a low level. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery deposits.

Задача решается следующим образом.The problem is solved as follows.

При разработке неоднородной нефтяной залежи выделяют на залежи участки с различной проницаемостью, размещают на залежи на разных участках добывающие и нагнетательные скважины, отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины и закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины. В ходе разработки выделяют границу между участками с низкой и средней проницаемостью. Уплотнение сетки скважин выполняют бурением дополнительной добывающей скважины на участке средней проницаемости вблизи границы между участками с низкой и средней проницаемостью в интервале между соседними нагнетательными скважинами.When developing a heterogeneous oil field, areas with different permeability are allocated to the deposits, production and injection wells are placed on the deposits in different areas, formation products are selected through production wells, and the working agent is pumped through injection wells. During development, the boundary between areas with low and medium permeability is distinguished. The densification of the grid of wells is carried out by drilling an additional production well in the medium permeability section near the boundary between the low and medium permeability sections in the interval between adjacent injection wells.

В случае наличия факторов, приводящих к фонтанированию, перфорацию дополнительной скважины проводят перфоратором на колонне насосно-компрессорных труб.If there are factors leading to gushing, the perforation of the additional well is carried out with a perforator on the tubing string.

На фиг. 1 представлена схема участка залежи. На фиг. 1 приняты следующие обозначения: 1 - участок низкой проницаемости, 2 - участок средней проницаемости, 3 - граница между участками низкой и средней проницаемости, 4 и 5 - нагнетательные скважины на участке средней проницаемости, 6 - добывающая скважина на участке низкой проницаемости, 7 - добывающая скважина на участке средней проницаемости, 8 - дополнительная добывающая скважина на участке средней проницаемости вблизи границы между участками с низкой и средней проницаемостью в интервале между соседними нагнетательными скважинами 4 и 5.In FIG. 1 shows a diagram of a deposit site. In FIG. 1 the following designations are adopted: 1 - low permeability section, 2 - medium permeability section, 3 - boundary between low and medium permeability sections, 4 and 5 - injection wells in the medium permeability section, 6 - production well in the low permeability section, 7 - production a well in a medium permeability section, 8 is an additional production well in a medium permeability section near the boundary between the low and medium permeability sections in the interval between adjacent injection wells 4 and 5.

Граница между участками 3 является как бы стеной, за которую рабочий агент, закачиваемый через нагнетательные скважины 4 и 5, расположенные на участке средней проницаемости 2, или не поступает, или поступает в весьма малом объеме. Основной объем рабочего агента направляется от нагнетательных скважин 4 и 5 к добывающей скважине 7, расположенной на отдалении от границы между участками 3. Скважина 8 на участке низкой проницаемости практически не оказывает влияния на разработку участка средней проницаемости, а рабочий агент от нагнетательных скважин 4 и 5 не поступает или поступает весьма ограниченно к скважине 8. Часть залежи вдоль границы между участками 3, находящаяся между соседними нагнетательными скважинами 4 и 5, остается не охваченной воздействием, не вовлеченной в разработку. Появляется как бы застойная зона залежи. Представляет интерес вовлечь в разработку эту часть залежи. Для этого анализируют историю разработки данного участка залежи и определяют, какой объем рабочего агента был закачан в каждую из нагнетательных скважин 4 и 5 на текущий момент. Исходя из отбора нефти добывающей скважиной 7 с учетом компенсации отбора закачкой определяют примерную зону неохваченных запасов. На участке средней проницаемости в интервале между нагнетательными скважинами 4 и 5 размещают дополнительную добывающую скважину 8 в зоне неохваченных запасов нефти и вблизи границы 3 между участками с низкой 1 и средней 2 проницаемостью. В случае наличия факторов, приводящих к фонтанированию, например при повышенном пластовом давлении, перфорацию проводят перфоратором, спускаемым в скважину на колонне насосно-компрессорных труб, что позволяет заглушить фонтанирующую скважину, а затем спустить глубинно-насосное оборудование и осуществить отбор нефти. Отбирают пластовую продукцию через дополнительную добывающую скважину 8, повышая нефтеотдачу залежи.The boundary between sections 3 is, as it were, a wall beyond which a working agent pumped through injection wells 4 and 5 located in the medium permeability section 2 either does not enter or enters in a very small volume. The main volume of the working agent is directed from injection wells 4 and 5 to the producing well 7, located at a distance from the boundary between sections 3. Well 8 in the low-permeability section has practically no effect on the development of the medium-permeability section, and the working agent from injection wells 4 and 5 it doesn’t flow or is very limited to well 8. Part of the deposit along the boundary between sections 3, located between adjacent injection wells 4 and 5, remains unaffected by the impact, not involved development. A stagnant zone of the deposit appears. It is of interest to involve this part of the deposit in the development. To do this, analyze the development history of this section of the reservoir and determine how much working agent has been pumped into each of the injection wells 4 and 5 at the current time. Based on the selection of oil by the producing well 7, taking into account compensation by injection, an approximate zone of unexplored reserves is determined. On the medium permeability section in the interval between injection wells 4 and 5, an additional production well 8 is placed in the area of unexplored oil reserves and near the boundary 3 between the sections with low 1 and medium 2 permeability. If there are factors leading to gushing, for example, at increased reservoir pressure, the perforation is carried out with a perforator, lowered into the well on the tubing string, which allows drowning out the gushing well, and then lowering the downhole pumping equipment and performing oil extraction. Selected reservoir products through an additional producing well 8, increasing the oil recovery of the reservoir.

Пример конкретного выполненияConcrete example

Разрабатывают неоднородную нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1650 м, пластовое давление 15 МПа, пластовая температура 37°С, мощность пласта 2 м, средняя пористость 20%, средняя проницаемость 300 мД, нефтенасыщенность 80%, вязкость нефти 7 спз, плотность нефти 0,87 г/см3, коллектор терригенный глинистый.A heterogeneous oil reservoir is developed with the following characteristics: depth 1650 m, reservoir pressure 15 MPa, reservoir temperature 37 ° C, reservoir thickness 2 m, average porosity 20%, average permeability 300 mD, oil saturation 80%, oil viscosity 7 cps, oil density 0 , 87 g / cm 3 , clay terrigenous collector.

На залежи выделяют участки с различной проницаемостью (фиг. 1).Areas with different permeability are distinguished into deposits (Fig. 1).

На участке низкой проницаемости 1 проницаемость составляет 90-115 мД, пористость 18-18,8%, глинистость 2,5-3%, коллектор - глинистый песчаник.In the low permeability section 1, permeability is 90-115 mD, porosity is 18-18.8%, clay content is 2.5-3%, and the reservoir is clay sandstone.

На участке средней проницаемости 2 проницаемость составляет 230-265 мД, пористость 20-21,9%, глинистость 0,7-1,5%, коллектор - песчаник.In the medium permeability section 2, permeability is 230-265 mD, porosity is 20-21.9%, clay content is 0.7-1.5%, and the reservoir is sandstone.

Обводненность добываемой продукции скважины 7 составляет 41%. Исходя из объема закачанного рабочего агента через нагнетательные скважины 4 и 5 предполагают, что не все запасы между скважинами 4 и 5 выработаны. Бурят дополнительную добывающую скважину 8 на участке средней проницаемости 2 вблизи границы 3 между участками с низкой 1 и средней 2 проницаемостью в интервале между соседними нагнетательными скважинами 4 и 5. При бурении отмечают повышенное пластовое давление.The water content of the produced products of well 7 is 41%. Based on the volume of the injected working agent through injection wells 4 and 5, it is assumed that not all reserves between wells 4 and 5 are exhausted. An additional production well 8 is drilled in the medium permeability section 2 near the boundary 3 between the low 1 and medium permeability sections 2 in the interval between adjacent injection wells 4 and 5. When drilling, increased formation pressure is noted.

При вскрытии скважины 8 обнаружено, что пластовое давление в зоне скважины 8 повышенное. Перфорируют скважину 8 в интервале продуктивного пласта перфоратором, спущенным на колонне насосно-компрессорных труб. Скважина фонтанирует безводной нефтью, несмотря на то, что находится между двумя нагнетательными скважинами 4 и 5 с общей закачкой (204+235)=439 тыс. м3. Делают вывод, что наличие зон с различной проницаемостью приводит к различию в состоянии выработанности, в частности по обводненности, и, как следствие, к различию газового фактора продукции. Наличие высокого газового фактора в процессе перфорации может привести к неконтролируемому фонтанированию и, как следствие, к многим нежелательным последствиям, в частности проблемам, связанным с экологическими вопросами, а также технологическим - простою скважины из-за трудностей с глушением и невозможностью внедрения глубинно-насосного оборудования.When opening the well 8, it was found that the reservoir pressure in the zone of the well 8 is increased. Perforate the well 8 in the interval of the reservoir by a perforator lowered on the tubing string. The well is gushing with anhydrous oil, despite the fact that it is located between two injection wells 4 and 5 with a total injection of (204 + 235) = 439 thousand m 3 . We conclude that the presence of zones with different permeability leads to a difference in the state of depletion, in particular for water cut, and, as a consequence, to a difference in the gas factor of the product. The presence of a high gas factor in the process of perforation can lead to uncontrolled gushing and, as a result, to many undesirable consequences, in particular problems related to environmental issues, as well as technological - downtime of the well due to difficulties with jamming and the inability to introduce deep-well pumping equipment .

Расчет нефтеотдачи залежи с учетом работы добывающей скважины 8 показал, что нефтеотдача увеличивается на 2,5%.The calculation of oil recovery taking into account the operation of producing well 8 showed that oil recovery is increased by 2.5%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.The application of the proposed method will improve oil recovery deposits.

Claims (2)

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий выделение на залежи участков с различной проницаемостью, отбор пластовой продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и уплотнение сетки добывающих скважин, отличающийся тем, что выделяют границу между участками с низкой и средней проницаемостью, вовлекают в разработку застойную часть залежи вдоль выделенной границы, для чего анализируют историю разработки данного участка залежи и определяют объем рабочего агента, закачанного в каждую из нагнетательных скважин на текущий момент, исходя из отбора нефти добывающей скважиной на участке средней проницаемости, с учетом компенсации отбора закачкой рабочего агента определяют застойную часть залежи - зону неохваченных запасов нефти вблизи выделенной границы для уплотнения сетки скважин, а уплотнение сетки скважин выполняют бурением дополнительной добывающей скважины на участке средней проницаемости вблизи границы между участками с низкой и средней проницаемостью в интервале между соседними нагнетательными скважинами, при этом при бурении дополнительной добывающей скважины отмечают факторы, приводящие к фонтанированию, - пластовое давление и газовый фактор.1. A method of developing an oil deposit, including the allocation of areas with different permeability to the deposits, the selection of reservoir products through production wells, the injection of a working agent through injection wells and compaction of the grid of production wells, characterized in that the boundary between the low and medium permeability sections is distinguished the development of the stagnant part of the reservoir along the selected border, for which they analyze the development history of this section of the reservoir and determine the volume of the working agent pumped into each of injection wells at the moment, based on the selection of oil by the producing well in the medium-permeability section, taking into account the selection compensation by injection of the working agent, the stagnant part of the reservoir is determined - the area of unreached oil reserves near the allocated border for compaction of the well network, and the compaction of the well network is performed by drilling an additional producing well in the medium permeability section near the boundary between the areas with low and medium permeability in the interval between adjacent injection wells, at When drilling an additional production well, factors leading to gushing are noted - reservoir pressure and gas factor. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при наличии факторов, приводящих к фонтанированию, перфорацию дополнительной добывающей скважины проводят перфоратором на колонне насосно-компрессорных труб. 2. The method according to p. 1, characterized in that in the presence of factors leading to gushing, the perforation of the additional producing well is carried out with a perforator on the tubing string.
RU2015131978/03A 2015-07-31 2015-07-31 Method of developing oil deposits RU2584435C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015131978/03A RU2584435C1 (en) 2015-07-31 2015-07-31 Method of developing oil deposits

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015131978/03A RU2584435C1 (en) 2015-07-31 2015-07-31 Method of developing oil deposits

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2584435C1 true RU2584435C1 (en) 2016-05-20

Family

ID=56012141

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015131978/03A RU2584435C1 (en) 2015-07-31 2015-07-31 Method of developing oil deposits

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2584435C1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN109281642A (en) * 2018-10-18 2019-01-29 中国石油化工股份有限公司 A method of improving postpolymer flood stratified reservoir development effectiveness

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4718485A (en) * 1986-10-02 1988-01-12 Texaco Inc. Patterns having horizontal and vertical wells
RU2010955C1 (en) * 1991-12-02 1994-04-15 Александр Константинович Шевченко Method of development of non-uniform oil reservoir
SU1147084A1 (en) * 1983-08-12 1995-08-27 Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт Method of exploiting geologic heterogeneous oil pools
RU2299979C2 (en) * 2004-07-27 2007-05-27 Риф Вакилович Вафин Oil deposit development method
RU2454533C1 (en) * 2011-02-18 2012-06-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of non-homogeneous oil deposit at late stage of development
RU2504647C2 (en) * 2012-03-29 2014-01-20 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация" (ООО НПО "Инновация") Method of high-viscosity oil pool development
RU2517674C1 (en) * 2013-01-17 2014-05-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of non-homogeneous oil deposit

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1147084A1 (en) * 1983-08-12 1995-08-27 Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт Method of exploiting geologic heterogeneous oil pools
US4718485A (en) * 1986-10-02 1988-01-12 Texaco Inc. Patterns having horizontal and vertical wells
RU2010955C1 (en) * 1991-12-02 1994-04-15 Александр Константинович Шевченко Method of development of non-uniform oil reservoir
RU2299979C2 (en) * 2004-07-27 2007-05-27 Риф Вакилович Вафин Oil deposit development method
RU2454533C1 (en) * 2011-02-18 2012-06-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of non-homogeneous oil deposit at late stage of development
RU2504647C2 (en) * 2012-03-29 2014-01-20 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация" (ООО НПО "Инновация") Method of high-viscosity oil pool development
RU2517674C1 (en) * 2013-01-17 2014-05-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of non-homogeneous oil deposit

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN109281642A (en) * 2018-10-18 2019-01-29 中国石油化工股份有限公司 A method of improving postpolymer flood stratified reservoir development effectiveness

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2334095C1 (en) Method of high-viscosity oil pool development
RU2483209C1 (en) Method of hydraulic fracturing of well formation
RU2463445C2 (en) Method of developing oil pool in fractured-porous carbonate basins
RU2582529C1 (en) Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen
RU2582251C1 (en) Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen
RU2485291C1 (en) Development method of productive formation with low-permeability section
RU2527429C1 (en) Development method of oil deposit with horizontal wells
RU2506417C1 (en) Development method of high-viscosity oil deposit
RU2439298C1 (en) Method of development of massive oil field with laminar irregularities
RU2509884C1 (en) Development method of water-flooded oil deposit
RU2584435C1 (en) Method of developing oil deposits
RU2695906C1 (en) Method for development of weakly permeable oil deposit with application of horizontal wells and water and gas impact
RU2517674C1 (en) Development method of non-homogeneous oil deposit
RU2494247C1 (en) Development method of water-flooded oil deposit
RU2584467C1 (en) Method of developing high-viscosity oil field
RU2600255C1 (en) Method of further development of oil deposit
RU2603867C1 (en) Method for development of inhomogeneous oil deposit
RU2595112C1 (en) Method for development of oil deposit at late stage of development
RU2731243C2 (en) Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas
RU2509885C1 (en) Development method of water-flooded oil deposit
RU2505668C1 (en) Method of developing oil pool using horizontal multibranch wells
RU2732746C1 (en) Method for development of powerful low-permeable oil deposit with application of water and gas pumping
RU2618538C1 (en) Procedure for water shutoff treatment in well
RU2334097C1 (en) Method of high-viscosity oil pool development
RU2583471C1 (en) Method for development of multilayer oil reservoir